ENAA GEC2016－P2(28-86) 平成 28 年度
離島における地熱資源の活用可能性調査補助事業

報告書

平成 29 年 3 月

一般財団法人エンジニアリング協会

地下開発利用研究センター
この報告書は、競輪の補助により作成しました。

http://ringring-keirin.jp

序
本報告書は、公益財団法人ＪＫＡから機械工業振興補助事業の補助を受けて、一般財団法人エンジニアリング協会 地下開発利用研究センターが、平成 28 年度「 離島における地熱資源の活用可能性調査補助事業」として調査検討を進め、その成果を取りまとめたものです。
近年、離島は領海保全や海洋資源の確保などの観点から、その存在の重要性が増しつつあり、
離島に地熱を導入して自立したエネルギー体制が構築できれば、離島の活性化ばかりでなく、国土保全上からも有意義なことと考えられます。このため、本調査研究では、平成 27 年度・28 年
度の 2 年間に、発電コストや CO2 の排出などに課題のあるディーゼル発電所のある離島に、地熱発電導入の可能性を明確にすることを目的としました。
昨年度の調査研究では、我が国の有人離島のうち、ディーゼル発電を行っている有人離島を抽出し、それら離島の地熱情報を収集整理して、地熱発電の導入が期待できる離島を絞り込んでモデル離島を設定し、地熱開発基本構想案を提案しています。また、本年度の調査研究は、昨年度提案した 2 つの地熱開発基本構想案の具体化を図るため、モデル離島での設計検討を行い、基本構想案の具体化を行っています。
基本構想１では、北海道の奥尻島を対象に、既存設備に新たに検討した地熱発電所、風力発電
所および電力需給量調整設備を加えた電源設備を組み合わせた「離島スマートグリッド構想」を具体化しています。同構想の具体化では、再生可能エネルギー100％のエコアイランド島の実現を最終目標としたため、難易度の高い提案となっていますが、離島のエネルギー自立の一つの方策にはなりうるものと考えられます。
次の基本構想 2 の鹿児島県中之島をモデル離島とした「周辺離島への余剰エネルギー供給構想」
では、海底ケーブル接続による方法と、地熱の余剰電力から生成した水素を常温常圧の MCH にして輸送し、周辺離島で脱水素化して発電する構想の具体化をしています。特に、水素輸送･水素発電の方法は、現時点ではコスト面から早急な実現は難しいものと考えられますが、将来的には水素の重要性は益々高くなるものと予想されますので、これも有意義な調査結果となったと考えられます。
以上が、平成 27 年度･28 年度の 2 年間にわたって行った本調査研究の概要ですが、これまで系統立った調査が行われていない“離島の地熱資源の活用可能性”を調査検討の対象としたものでした。本調査検討結果が有人離島への地熱発電の導入に役立つことを期待するとともに、有人離島での地熱開発基本構想案が推進され、地熱エネルギーの利用拡大、地球環境への貢献に加え、離島振興に寄与できればと考えます。
最後になりましたが、本調査研究にご協力いただいた関係各位に対して心から謝意を表します。

平成 29 年 3 月
一般財団法人 エンジニアリング協会
理事長

佐

藤 雅

之

はじめに
地球温暖化対策として温室効果ガスの大気中への放出量削減が世界的に重要な課題となっている。2016 年 11 月 4 日に地球温暖化対策に関する「パリ協定」が発効し、我が国は温室効果ガスを 2030 年度に 2013 年度比で 26％削減し、2050 年には 80％削減するとの目標を設定している。
このような対策への取り組みには、大規模な発電所などでの温室効果ガスの排出削減技術開発と併せて、地域における小規模な排出削減対策も効果が期待されるところである。
我が国は多くの離島を有しており、これらの島では電気はほとんど化石燃料を用いた内燃力発電により供給されており、温室効果ガスの排出のみならず、燃料の輸送費などの発電コスト対策も課題となっている。
本調査結果では、平成 27 年度と平成 28 年度の 2 カ年にわたり、国内の離島を対象として地熱発電を活用したエネルギー政策について検討がなされた。この検討においては、離島におけるエネルギー需給の現状把握や今後の見通しについて、公開資料をはじめ、地元の経済産業局、自治体、電力会社などとの意見交換、現場の視察、地元関係者からのヒアリングなどにより、最新のデータや情報が収集され分析された。その結果、57 の離島で内燃力発電が行われており、その内12 島では地熱発電の可能性があることが分かった。そして、離島での地熱発電の活用方策として二つのモデルケースが提案された。
モデルケース１では、北海道の奥尻島を対象として、地熱発電、風力発電、内燃力発電と断熱
圧縮空気蓄電システムとの組み合わせによるスマートグリッド構想が提案された。モデルケース
2 では鹿児島県の中之島を対象として、地熱発電と周辺の島への電力輸送が検討された。その結果、エネルギーの輸送媒体として水素を考え、中之島での水の電気分解による水素の製造、メチ
ルシクロヘキサンに変換した水素の船輸送、輸送先の離島での水素の分離と燃料電池による発電の構想が提案された。
これらの提案は、地元の状況も踏まえて発電所の建設場所や建設費用など具体的になされているが、事業化においては地元の受け入れをはじめ経済性の確保などの課題も残されている。
本調査結果が離島での地熱発電導入の参考になることを期待すると共に、本土においても小規模な地域のエネルギー政策を考える際の検討資料となることを期待する次第である。
なお、本調査研究の実施においては、「離島における地熱資源の活用可能性調査委員会」が設置され、参加頂いた委員の他、経済産業省、環境省、石油天然ガス・金属鉱物資源機構、富士電機株式会社からもオブザーバ参加頂き、平成 27 年度と平成 28 年度にそれぞれ 3 回ずつ委員会を開催し、調査内容や調査結果の取りまとめの方向性などを議論頂いた。
最後に、本補助事業を実施された一般財団法人エンジニアリング協会 地下開発利用研究センターおよび助成頂いた公益財団法人 JKA の関係各位のご尽力に謝意を表すると共に、調査にご協力頂いた関係機関にお礼申し上げます。
平成 29 年 3 月
平成 28 年度 離島における地熱資源の活用可能性調査委員会
委員長

海

江 田

秀 志

平成 28 年度

離島における地熱資源の活用可能性調査委員会
委員名簿

委員長

海江田

秀志

一般財団法人電力中央研究所地球工学研究所
地圏科学領域 研究参事

副委員長

阪口

圭一

国立研究開発法人産業技術総合研究所
再生可能エネルギー研究センター
地熱チーム 主任研究員

委員

藤野

敏雄

株式会社エディット 代表取締役

委員

小原

孝之

前田建設工業株式会社 技術戦略室
オープンイノベーショングループ

オブザーバー

グループ長

名倉

良雄

環境省 地球環境局 地球温暖化対策課 調整官

山田智也

経済産業省 資源エネルギー庁 資源･燃料部 政策課（～H28 年 6 月）
オブザーバー係長
オブザーバー

都築雅年

独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構
地熱部 地熱技術課（併）地熱開発課 専門調査員

オブザーバー髙橋耕平

富士電機株式会社 北海道支社 シニアアドバイザー

オブザーバー
木村（H28 年 10 月～）

郁郎

富士電機株式会社 営業本部 社会インフラ統括部

事務局

博宣

(～H28 年 9 月）

百田

プロジェクト部 シニアアドバイザー
一般財団法人エンジニアリング協会
地下開発利用研究センター 技術開発部長

事務局

宮本

昌彦

(～H28 年 9 月）
事務局
(H28 年 10 月～）

一般財団法人エンジニアリング協会
地下開発利用研究センター 技術開発部 主任研究員

松澤強

一般財団法人エンジニアリング協会
地下開発利用研究センター 技術開発部 主任研究員

平成 28 年度

第1章

離島における地熱資源の活用可能性調査
報告書目次

調査研究の概要··································································· 1

1.1 背景と調査目的···································································· 1

1.1.1 調査の背景···································································· 1

1.1.2 初年度（平成 27 年度）の調査結果の概要
1.1.3 本年度（平成 28 年度）の調査目的
1.2 本年度の調査研究内容········································· 2··············································· 6······························································ 6

1.2.1 地熱開発基本構想１（離島スマートグリッド構想）の設計検討内容·················· 6

1.2.2 地熱開発基本構想 2（周辺離島への余剰エネルギー供給構想）の設計検討内容········· 7

1.3 調査研究の実施経過································································ 91.3.1 調査研究体制·································································· 9

1.3.2 調査研究実施状況
1.4 調査成果概要······························································ 9····································································· 11

1.4.1 地熱開発基本構想 1（離島スマートグリッド構想）の設計検討結果·················· 11

1.4.2 地熱開発基本構想 2（周辺離島への余剰エネルギー供給構想）の設計検討結果
1.4.3 地熱開発基本構想の今後の事業化推進案········ 11········································· 12

第２章 地熱開発基本構想 1（離島スマートグリッド構想）の設計検討 ························· 14
2.1 設計検討条件の設定······························································· 14

2.2 地熱発電所の設計検討····························································· 18

2.2.1 既往地熱調査································································· 18

2.2.2 地熱資源条件の確認··························································· 20

2.2.3 地熱発電所 建設地の調査・検討
2.2.4 発電設備の設計
2.3················································ 25······························································· 38

風力発電所の設計検討 ······························································· 46

2.3.1 設計方法····································································· 46

2.3.2 風力発電機の仕様····························································· 49

2.3.3 風力発電所の候補地点の風況データ············································· 50

2.3.4 アメダス奥尻観測所地点の風力発電量··········································· 55

2.3.5 アメダス米岡観測所地点の風力発電量··········································· 58

2.3.6 風力発電所の概略設計························································· 61

2.4 電力需給量調整設備の設計検討····················································· 62

2.4.1 電力需給量調整に資する電力設備･装置の現状技術の調査·························· 62

2.4.2 電力需給量調整設備の選定と設計内容の検討····································· 77

2.4.3 電力需給量調整設備 (A-CAES) の概略設計······································· 81

2.5 奥尻島のスマートグリッド構想の具体化
2.5.1 検討方法··············································· 95····································································· 95

2.5.2 第 1 段階と第 2 段階の検討結果················································· 96

第３章 地熱開発基本構想 2（周辺離島への余剰エネルギー供給構想）の設計検討
3.1 設計検討条件の設定··············· 99······························································· 99

3.1.1 設計検討条件（海底ケーブル接続による電気供給）······························ 100

3.1.2 設計検討条件（他離島への水素輸送・水素発電）································ 101

3.2 地熱発電所の設計検討
3.2.1 既往地熱調査···························································· 102································································ 102

3.2.2 地熱資源条件の確認·························································· 103

3.2.3 地熱発電所 建設地の調査・検討
3.2.4 発電設備の設計··············································· 106······························································ 115

3.3 海底ケーブル接続による電気供給の設計検討
3.3.1 要求仕様・開発地点等の検討結果
3.3.2 検討結果·············································· 119···································································· 120

3.4 他離島への水素輸送・水素発電の設計検討
3.4.1 全体システム構成
3.4.2 水電解装置
3.4.3········································ 119·········································· 125···························································· 125·································································· 126

MCH 製造装置と貯蔵タンク・輸送用容器········································ 131

3.4.4 周辺離島での脱水素装置と MCH，トルエン貯蔵タンク···························· 137

3.4.5 周辺離島での水素発電と MCH，トルエン貯蔵タンク······························ 138

3.4.6 全体システムの概略設計······················································ 145

第４章 地熱開発基本構想の今後の事業化推進案··········································· 146

4.1 地熱開発基本構想 1（離島スマートグリッド構想）の事業化推進案 ····················· 146
4.2 地熱開発基本構想 2（周辺離島への余剰エネルギー供給構想）の事業化推進案··········· 147

第５章 まとめ ········································································· 149
5.1 地熱開発基本構想 1（離島スマートグリッド構想）の設計検討結果 ····················· 149
5.2 地熱開発基本構想 2（周辺離島への余剰エネルギー供給構想）の設計検討結果
5.3 地熱開発基本構想の今後の事業化推進案··········· 150············································ 151

第1章

調査研究の概要

1.1 背景と調査目的
1.1.1 調査の背景
2011 年 3 月の東日本大震災の被災後、エネルギー政策の大幅な見直しが求められ、太陽光、風力、水力および地熱などの再生可能エネルギーの利用拡大の機運が高まっている。特に、国内資源量が世界第 3 位である地熱資源は、ベース電源確保の観点から開発への期待が高まっており、国の支援も拡大されてきている。その結果、山葵沢地熱発電所などの数 10MW 規模の大規模地熱開発や、数 MW 規模の中規模地熱開発、および数 10kW～数 100kW 規模の小規模地熱開発などが建設または計画されてはいるが、純国産の地熱資源の更なる利用拡大が望まれているものと考える。このため、地熱資源の新たな開発・利用拡大先を検討した結果、“発電コストと温室効果ガ
ス排出に課題があるディーゼル発電”が採用されている離島への導入可能性に着目したのである。
わが国には、本土（北海道、本州、四国、九州、沖縄本島）を除くと、離島は 6,800 超、有人離島も 400 超あり、相当数の有人離島では、発電方式として図 1.1-1 のディーゼル発電が採用されている。ディーゼル発電は、出力に対して小型軽量であり、始動性がよく熱効率が高い等の長所があるが、離島でのディーゼル発電は、前述のように発電コストが本土に比べて相当高い場合が多く、温室効果ガスの削減という今後改善が望ましい課題もある。
地熱資源が賦存する有人離島は多いものと推察されるので、地熱発電を導入できれば、発電コ
ストの削減と温室効果ガスの削減に有効で、本土の電力系統から独立した離島のベース電源としても利用できるものと考えられる。また、地熱発電の導入は、離島の活性化にも寄与するものと考えられ、国土保全や領海保全などの観点からも有意義なものと考えられる。
以上のように、本調査研究では、有人離島への地熱発電導入の可能性を明確化・具体化することを最終目標としており、調査研究期間は平成 27 年度（初年度）、28 年度（本年度）の 2 年間で計画した。平成 27 年度は、ディーゼル発電所をもつ離島の地熱関連情報等の調査結果によって、地熱発電の導入が期待できる離島を抽出すると共に、地熱開発基本構想案を提案した。平成 28
年度については、地熱開発基本構想案のモデル離島を対象に、地熱発電所等の電源設備の設計検討を行って、地熱開発基本構想案の具体化を図ることを目標とした。

図 1.1-1 離島のディーゼル発電-1-1-（出所：九州電力ＨＰ）

1.1.2 初年度（平成 27 年度）の調査結果の概要
平成 27 年度は、（一財）エンジニアリング協会（以下、”ENAA”と称す）の地下開発利用研究センター（以下、”GEC”と称す）が業務の一部を委託した㈱エディットと連携して調査研究を進め、図 1.1-2 の委員会で調査研究の進捗状況・内容等を報告・審議して、調査結果をとりまとめた。
平成 27 年度 離島における地熱資源の活用可能性調査委員
委員長 ：海江田 秀志（電中研）
副委員長：阪口 圭一 （産総研）
委 員 ：藤野 敏雄 （エディット）
委 員 ：小原 孝之 （前田建設工業）
ｵﾌﾞｻﾞｰﾊﾞｰ：経産省，環境省，JOGMEC

図 1.1-2 平成 27 年度

ENAA/GEC

委託調査先： ㈱エディット

離島における地熱資源の活用可能性調査委員会

平成 27 年度に実施した調査研究内容の概要を、図 1.1-3 に示す。同図のように、実施内容は、①～④の 4 項目であり、①の内燃力発電所のある離島の抽出結果の概要を図 1.1-4 に示す。図のように、国内で 57 島に内燃力発電所があり、出力合計は 755 MW と国内の地熱発電所の総出力よりも多い結果であった。これら 57 島については、現状の電力施設構成に加え、人口・面積および自然公園の有無などの情報も整理した。
次に、②は内燃力発電所のある 57 島について、文献・資料や既存調査データを調査して、火山・温泉情報、地熱関連情報、自然公園情報を島ごとに整理し、図 1.1-5 のように、地熱資源の賦存が期待できる離島（八丈島を除く 12 島）を抽出した。また、③では、図 1.1-6 のように、12 島の地熱情報の精度・信頼性等を中心に評価して、地熱発電の導入が期待できる可能性で離島を 3区分し、可能性が高い離島は奥尻島、薩摩硫黄島、中之島の 3 島に絞り込んだ。また、離島の「地熱発電可能出力」と「現状の認可出力」の大小関係で 3 パターンにわけ、奥尻島、薩摩硫黄島、
中之島の 3 島を位置づけた。
① 内燃力発電所のある離島の抽出
・国内合計：57島，出力合計 755MW
・30MW以上の大規模内燃力発電所をもつ離島（佐渡島など8島）
・500kW以下の小規模な内燃力発電所をもつ離島が鹿児島県に多い（薩摩硫黄島など11島）

離島6島の現地調査
・ヒアリング※奥尻島，佐渡島，新島，
三宅島，壱岐，薩摩硫黄島② 抽出した離島の地熱関連情報の調査（地熱の賦存可能性の高い離島の絞込み）③ 地熱発電の導入が期待できる離島の評価
可能性＜高＞：奥尻島，薩摩硫黄島，中之島
追加調査
＜必要＞

利尻島，新島，神津島，三宅島，青ヶ島，
伊豆大島，口之島，口永良部島

可能性＜低＞：佐渡島

離島への地熱発電導入に対する電力，自治体へのヒアリング※九州電力，東京電力※鹿児島県，6島の基礎自治体④ 次年度調査研究計画案の作成＜モデル離島を対象とした基本構想案の検討＞

図 1.1-3 平成 27 年度の調査研究内容-2-2-

・北海道電力 ： 4島， 13,210 kW
・東北電力 ： 3島， 82,150 kW
・東京電力 ： 10島， 50,920 kW
・北陸電力 ： 1島，
288 kW
・中部電力 ： 1島，400 kW
・中国電力 ： 3島， 35,600 kW
・九州電力 ： 24島， 398,870 kW
・沖縄電力 ： 11島， 174,250 kW※国内合計： 57島，出力合計 755,688 kW
・30MW以上の大規模発電所をもつ離島（佐渡島など8島）
・500kW以下の小規模発電所をもつ離島（鹿児島県：薩摩硫黄島など11島）※57島の人口推移・面積，電力施設状況，
発電量等の調査→一覧表示

認可出力 VS 年発電量↓
設備利用率平均値
33.7％

図 1.1-4 ①内燃力発電所のある離島の抽出結果

図 1.1-5 ②内燃力発電所を持つ 57 島の地熱情報の調査結果(利尻島で例示）と地熱資源の賦存の可能性のある離島の絞込み結果
さらに、④では次年度（平成 28 年度）の研究開発計画案として、3 島に対する 2 つの地熱開発
基本構想案を作成した。基本構想１は、奥尻島をモデル離島とし、島の電力を地熱、風力、水力等で構成するスマートグリッド構想であり、図 1.1-7 に示す。基本構想２は、鹿児島県の中之島を対象とし、火山島の余剰エネルギーを周辺離島に供給する構想であり、海底ケーブルによる電力供給の場合を図 1.1-8、他離島への水素輸送・水素発電の場合を図 1.1-9 に示している。
以上が、平成 27 年度の調査研究成果の概要である。平成 28 年度については、地熱開発基本構
想案の基本構想 1 と２について、モデル離島を対象とした設計検討を行って、基本構想の具体化を進めることとした。

-3-3-◇12島の収集データの整理と評価

可能性＜高＞
奥尻島，薩摩硫黄島，中之島

・人口，面積 &現在の発電設備容量
・地熱情報（火山情報，温泉情報，
地熱関連情報・貯留層情報）
・地熱資源の発電可能出力
・地熱の賦存状況に関する見解
・自然公園法の規制

物理探査等の追加調査＜必要＞
利尻島，新島，神津島，三宅島，
青ヶ島， 伊豆大島，口之島，口永良部島※地熱発電導入可能性を評価
可能性＜低＞：佐渡島

地熱開発方式の分類
・地熱発電可能出力＜島の電力必要量→他電源（再生可能エネルギー等）との組合せ（奥尻島）
・地熱発電可能出力≒島の電力必要量→地熱発電によるエネルギー自給自足
・地熱発電可能出力＞島の電力必要量→余剰エネルギーの周辺離島への供給（薩摩硫黄島 ，中之島）

図 1.1-6 ③地熱発電の導入が期待できる離島の評価結果④ 次年度調査研究計画案の作成＜基本構想案の検討＞
離島の2方式の地熱発電事業について，
モデル離島を選定し,基本構想を検討

初年度の地熱発電の導入が期待できる離島抽出結果①地熱＋他再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰを加えた
離島ｽﾏｰﾄｸﾞﾘｯﾄﾞ構想②火山島の余剰地熱ｴﾈﾙｷﾞｰによる水素生成・他離島への輸送・発電利用構想

昼夜等の使用量変動に対する対応策

基本構想1：離島スマートグリッド構想【モデル離島の選定】
北海道 奥尻島風
力発【検討内容】
・地熱資源と他の再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰを加えた基本構想の具体化

発電機
地熱発電

電

【検討課題】
・蓄電池の要否→対応策
・既存の内燃力発電設備のﾊﾞｯｸｱｯﾌﾟとしての
部分使用

水
力
発
電

図 1.1-7 ④平成 28 年度調査計画案「基本構想 1 離島スマートグリッド構想」-4-4-

基本構想2：火山島の余剰エネルギーによる周辺離島へのエネルギー供給構想～ケース1：周辺離島との海底ケーブル接続による電気供給～【モデル離島の選定】 鹿児島県 中之島→供給先：十島村の他離島（内燃力発電あり）【検討内容】 基本構想の具体化（発電規模，海底ケーブル敷設等），事業スキーム等【検討課題】 発電方式/発電規模，海底ケーブルの敷設の可能性．経済性

送電

島内での
電気使用

海底
ケーブル

送電

海底
ケーブル

余剰電気

周辺離島

発電機

鹿児島県

島内での
電気使用
地熱発電

モデル離島

海底
ケーブル

島内での
電気使用
送電

図 1.1-8 ④平成 28 年度調査計画案「基本構想 2 周辺離島への余剰エネルギー供給構想」（ケース１：周辺離島との海底ケーブル接続による電気供給）④ 次年度調査研究計画案の作成＜基本構想案の検討＞
基本構想2：火山島の余剰エネルギーによる周辺離島へのエネルギー供給構想～ケース2：周辺離島への（少量）水素輸送・水素発電～【モデル離島の選定】 鹿児島県 中之島→輸送先：十島村の他離島（内燃力発電あり）【検討内容】 基本構想の具体化（水素の製造・輸送・貯蔵方法等），事業スキーム等【検討課題】 水素関連技術全般．特に、水素製造方法（電気分解法，水蒸気改質法)の選択

小量
輸送

小量
輸送
水素発電

モデル離島
鹿児島県

周辺離島

水素
貯蔵

地熱発電
発電機

余剰分

水素
製造

小量
輸送

水素発電

図 1.1-9 ④平成 28 年度調査計画案「基本構想 2 周辺離島への余剰エネルギー供給構想」（ケース 2：他離島への（少量）水素輸送・水素発電）-5-5-1.1.3 本年度（平成 28 年度）の調査目的「離島における地熱資源の活用可能性調査補助事業」については、平成 27 年度から 2 年計画で調査検討を行っており、本年度は調査検討の最終年度である。
平成 28 年度は、平成 27 年度に作成した 2 つの基本構想案に対して、モデル離島を対象に、地熱発電施設と他電源施設等の設計検討を行って、基本構想案を具体化することを目的としている。
以下、それぞれの構想に対する詳細な調査目的と示す。
＜基本構想案 1：離島スマートグリッド構想（図 1.1-7 参照）＞
地熱発電については、既存の調査結果から基本設計レベルの設計検討を行い、他の電源では風力発電や水力発電を候補として、発電施設の概略設計レベルの設計検討を行う。さらに、これら電力施設の設計検討結果を組み合わせた全体設計を行って、離島スマートグリッド構想の具体化を図ることを目的とする。
＜基本構想案 2：周辺離島への余剰エネルギー供給構想（図 1.1-8、1.1-9 参照）＞
人口が少ない火山島のように、賦存する地熱エネルギーが当該離島の電力需要量を大きく超える離島については、周辺離島に余剰エネルギーを供給する方法として、平成 27 年度に“海底ケーブル接続による方法”、“水素輸送・水素発電の方法”の 2 通りのエネルギー供給方法を提案した。
本年度は地熱発電所については基本設計レベルの設計検討を行うと共に、2 通りのエネルギー供給方法に対する概略設計検討を行って、基本構想案の成立の可能性を示すことを目的とする。

-6-6-

1.2 本年度の調査研究内容
1.2.1 地熱開発基本構想 1（離島スマートグリッド構想）の設計検討内容
離島スマートグリッド構想については、ENAA と委託調査先との業務分担を行って、以下の A～Cのプロセスで調査研究を行った。なお ENAA では、本構想の具体化推進を目的に、A～C とは別に、
奥尻町・北海道庁・北海道電力などへの構想説明を適宜行った。
A.奥尻島の事前現地調査（担当：ENAA）
具体的な設計検討条件を設定するため、平成 28 年 4 月 19 日～21 日に、奥尻島の現地状況の把握、地熱開発に関する奥尻町役場や有力者等との意見交換やヒアリングを行い、関係者の地
熱開発に関する要望等を確認した。また、それらの事前調査結果も参考にして、奥尻島をモデ
ル離島とした離島スマートグリッド構想の設計検討条件案を作成した。なお、この設計検討条
件案については、第 1 回委員会（平成 28 年 6 月 15 日）で審議・承認して頂いた。
B.各種発電施設の設計検討＜地熱発電所の設計検討：担当

調査委託先（㈱エディット）＞図 1.1-7 の離島スマートグリッド構想の地熱発電所については、地熱井等の地下施設、発電ユニット・冷却設備等の地上設備を基本設計レベルで設計検討を行った。
＜風力発電所・電気需給量調整設備の設計検討：担当

ENAA＞

図 1.1-7 の離島スマートグリッド構想における新規の風力発電所をアメダス観測所や
NEDO の風況データを用いて、概略設計を行った。また、電力需給量調整設備として、水力発電所、CAES および蓄電池の適用性の比較検討を行い、CAES を選定して概略設計を行った。
C.発電施設の全体設計（担当 調査委託先（㈱エディット））地熱発電所と新規の風力発電所および電力需給量調整設備の設計検討結果、および既存の水力発電所と内燃力発電所の位置づけ等も考慮して、スマートグリッド構想の全体設計（概略設
計レベル）を行った。なお、全体設計については、ENAA と意見交換をしながら、全体設計を進めた。

1.2.2 地熱開発基本構想 2（周辺離島への余剰エネルギー供給構想）の設計検討内容
周辺離島への余剰エネルギー供給構想についても、ENAA と委託調査先との業務分担を行って、以下の A～C のプロセスで調査研究を行った。なお ENAA では、本構想の具体化推進を目的に、A～C とは別に、九州経済産業局・鹿児島県庁・九州電力、十島村役場などへの構想説明・意見交
換を適宜行った。
A.中之島の事前現地調査（担当：ENAA）
具体的な設計検討条件を設定するため、平成 28 年 5 月 23 日～26 日に、中之島の現地状況の把握、地熱開発に関する中之島役場との意見交換やヒアリングを行った。また、それらの事前調査結果も参考にして、中之島をモデル離島とした本構想の設計検討条件案を作成した。なお、
この設計検討条件案は、第 1 回委員会（平成 28 年 6 月 15 日）で審議・承認して頂いた。
-7-7-

B.海底ケーブル接続による電気供給構想の設計検討：担当

調査委託先（㈱エディット）「周辺離島への余剰エネルギー供給構想」のうち、図 1.1-8 に示すケース１『海底ケーブ
ル接続による電気供給構想』について、設計検討を行った。検討範囲は、地熱発電所の地下施設・地上設備および海底ケーブルを含む全てであり、地熱発電所は基本設計レベル、その他施設等は概略設計レベルとした。
C.他離島への水素輸送・水素発電構想（担当：ENAA）「周辺離島への余剰エネルギー供給構想」のうち、図 1.1-9 に示すケース 2『他離島への水素輸送・水素発電構想』について、設計検討を行った。設計検討の範囲は、図 1.1-9 の全ての施設であるが、地熱発電所の地下施設・地上設備はケース１のそれと共通とし、全体は概略設計レベルとした。
なお、水素輸送については、極低温状態（-253℃）と超高圧状態(70MPa)での輸送が考えられるが、小規模輸送に対する専用船の実現は現実的ではないと判断し、図 1.1-9 の替わりに
図 1.2-1 の常温常圧のスペラ水素（MCH:メチルシクロヘキサン）を用いる方法に変更した。
この MCH はガソリンと同じ“危険物第 4 類第一石油類”であり、既存の石油流通インフラが利用可能である。このため、既存のフェリー等で輸送できる可能性もあると考えられ、スペ
ラ水素を利用する図 1.2-1 の方が図 1.1-9 より現実的な概念と考えて、この概念を対象に設計検討を行った。

基本構想2：火山島の余剰エネルギーによる周辺離島へのエネルギー供給構想～ケース2’：複数の他離島への（少量）水素輸送・水素発電～【モデル離島の選定】 中之島（or諏訪之瀬島）→輸送先：十島村の他離島（内燃力発電あり）【検討内容】 基本構想の具体化（常温常圧のスペラ水素を輸送），事業スキーム等【検討課題】 水素関連技術は現在，技術革新中の技術であり，十分な検討が可能か．
脱水素
プラント

タンク

水素発電

モデル離島
地熱発電
発電機

余剰分

脱水素
プラント

水素
貯蔵

水素
製造

水素発電

タンク

小量輸送
（ﾌｪﾘｰとしま）
水素
発電
タンク
小量輸送
（ﾌｪﾘｰとしま）

脱水素
プラント

図 1.2-1 ④平成 28 年度調査計画案「基本構想 2 周辺離島への余剰エネルギー供給構想」
ケース 2’『他離島への水素輸送・水素発電構想』の概念-8-8-

1.3 調査研究の実施経過
1.3.1 調査研究体制
本年度の調査研究体制についても、昨年度の調査研究体制に準じることとし、本調査研究の方
向性や成果に対する助言や指導を行う“委員会”を継続して設置し、昨年度委員会の委員とオブザーバーに本年度の委員会での継続就任の了解を得て、全員再任した。また、奥尻島では、風力発電や水力発電等の検討が必要になったため、それらの技術に詳しい富士電機㈱の専門家をオ
ブザーバーに追加した。
さらに、本年度の調査研究の実施に際しては、外部委託も行っており、ENAA の地下開発利用
研究センター（GEC）と外部委託先との共同で調査研究を進めることとした。本年度の調査研究
体制を図 1.3-1 に示す。

委員長 ：海江田 秀志（電中研）
副委員長：阪口 圭一 （産総研）
委 員 ：藤野 敏雄 （エディット）
委 員 ：小原 孝之 （前田建設工業）
ｵﾌﾞｻﾞｰﾊﾞ：環境省，経産省，JOGMEC，富士電機
図 1.3-1 平成 28 年度

ENAA/GEC
委託調査先： エディット

離島における地熱資源の活用可能性調査委員会

1.3.2 調査研究実施状況
平成 28 年 4 月中旬より、本年度の調査研究内容の詳細実施計画を検討し、同計画に従った調査研究を開始した。委託調査については、平成 28 年 4 月 19 日に当協会のホームページに公募内容を掲載し、5 月 17 日に応募を締め切って審査を行い、GEC 内に設置した審査委員会で 5 月 20 日に委託先を株式会社エディットに決定した。また、本年度実施する地熱開発基本構想案 1,2 の設計検討に対する条件案の検討に必要なモデル離島の事前現地調査を行った（奥尻島：平成 28 年 4 月
19 日～21 日、中之島：平成 28 年 5 月 23 日～26 日）。
さらに、委員長・副委員長・委員（２名）の委嘱とオブザーバーの選任（環境省、経産省、JOGMEC、
富士電機）を行い、第１回委員会を平成 27 年 6 月 15 日(水)に開催し、本年度の調査研究内容の実施計画、地熱開発基本構想に対する設計検討条件などを協議して、承認を頂き、調査研究を本格化させた。
その後、ENAAおよび委託調査先は、それぞれの担当内容の調査研究を進めると共に、適宜打合せ等を行って、調査研究内容の精度を高めていった。調査研究の中間報告については、平成28
年11月14日(月)の第2回委員会で行い、最終報告は平成29年2月17日(金)の第3回委員会で審議頂き、委員会での意見や指摘事項を考慮して、本年度の調査研究成果を取りまとめた。本年度の調査研
究全体の実施工程を、表1.3-1に示す。
これにより、平成 27 年度、28 年度の 2 年間の「離島における地熱資源の活用可能性調査」の調査研究を完了した。
-9-9-

表1.3-1 平成28年度の調査研究の実施工程（予定：
調査研究項目

、実績：

）

平成28年
4月

5

平成29年
6

7

1)モデル離島における地熱開発条件等の設定
2)離島スマートグリッド構想の検討
3)周辺離島への余剰エネルギ
ー供給構想の検討＜報告書作成＞
委員会の実施状況- 10 - 10 -

8

9

10

11

12

1月

2

3

1.4 調査成果概要
1.4.1

地熱開発基本構想１（離島スマートグリッド構想）の設計検討結果

北海道の奥尻島をモデル離島として、新たに地熱発電所、風力発電所および電力需給量調整設
備の設計検討を行うとともに、既存の水力発電所と比較的新しいディーゼル発電機の活用も考慮
して、離島スマートグリッド構想の具体化を検討した。
主な調査検討の成果を整理すると、次のようである。
1)発電端250kWの地熱発電所計画も考慮して、発電端500kW・送電端400kWの空冷式バイナリー
発電機による新規地熱発電所は設備構成系統図、熱収支・物質収支を示した。現在計画中の地熱発電所計画とも干渉することなく、配置できた。
2)奥尻島のアメダス観測所（奥尻、米岡）2地点を対象に、既存の風況データを用いて、750kWと2MW風車の発電量を算出した結果、設備利用率は奥尻観測所地点が43～49%、米岡観測所
地点が36%～41%と我が国平均値の2倍程度であり、特に前者は最適な候補地点と評価された。
3)風力発電所は出力変動が大きく、電力需要量も変動するため、電力需給量調整設備が必要であり、海水揚水発電、CAES（圧縮空気貯蔵発電）および蓄電池を候補に適用性を検討した。その結果、CAESの内でも貯蔵効率や電力需要変動への追随性に優れ、環境性･安全性に有利な断熱圧縮空気蓄電システム（スクリュー式A-CAES）を選定し、スクリュー圧縮機、スクリュータービン発電機およびライニング式地下貯槽で構成した概略設計結果を示した。
4)発電設備の開発シナリオとして、第1段階はディーゼル発電の一部廃止に伴う最エネ導入、
第2段階はディーゼル発電機の廃止に伴う最エネ追加導入（エコアイランド化推進）とし、両段階における既存電源設備（新しいディーゼル発電・水力発電）、地熱発電設備、風力発
電設備および電力需給量調整設備（CAES）の設備容量等を仮設定した。
5)発電設備の開発シナリオの第1,第2段階の電源構成については、風力発電の平均設備利用率
を46.0%、A-CAESの充放電率を65%として、平成20年の電力最大・最小需要日の電力需要推移に対して電力の安定供給が可能か検討した。第1段階は、A-CAESからの放電量は4,002kWh(=余剰電力量6,157W×65%)で不足電力量1,600kWhを補える。また、最大の余剰電力は750kW
未満、不足電力は約500kW未満であり、A-CAESの充放電能力に収まっている。また、第2段
階の電源構成では、電力需要最大日・最小日とも、A-CAESからの放電量では不足電力量は賄えないが、最悪でもバックアップの内燃力を使うことで対応可能である。

1.4.2

地熱開発基本構想2（周辺離島への余剰エネルギー供給構想）の設計検討結果

鹿児島県の中之島をモデル離島として、地熱発電所の基本設計を行うと共に、周辺離島への余
剰エネルギーの供給については、“海底ケーブル接続案”と“水素輸送・水素発電”の 2 通りの構
想を設計検討し具体化を試みた。
主な調査検討の成果を整理すると、次のようである。
1)主要断層･変質帯分布状況・地熱構造モデルおよび地熱賦存量に関する既存調査結果を確認- 11 - 11 -

すると共に、地熱開発対象となる断層、用地および進入道路の3点を現地調査で確認して、地熱発電所の建設地を設定した。
2) Fn1 断層の蒸気・熱水条件に基づいた空冷方式のバイナリー発電を設計検討により、生産
井、気水分離器、空冷式バイナリー発電機、還元井および蒸気放散用サイレンサからなる
地熱発電設備構成と熱収支・物質収支を示した系統図を作成した。発電端は1,100kWであるが、所内動力を差し引いた送電端出力は900kW程度と算出された。
3)周辺離島との海底ケーブル接続による電力供給については、長距離送電を踏まえ、送電ロ
スが少ない直流とし、地熱発電所から周辺離島までの系統構成を選定した。また、敷設ルートは海上保安庁の「海洋台帳」に記載されている既存の海底ケーブルとしたが、敷設彼
我極めて高く現実性はないと判断された。
4)地熱発電の余剰エネルギーを用いた周辺離島での水素輸送・水素発電には、昨年度想定していた水素の高圧化または低温化による輸送・貯蔵は現実的ではないと判断し、水素を常温常圧のMCHに変換して輸送・貯蔵する方式に変更した。MCHはガソリンなどと同様の“危険物第4類第一石油類”であり、輸送・貯蔵に既存インフラを活用することが可能である。
5)地熱発電所の余剰電力を用いて、水電解装置で水素を生成し、トルエンと反応させてMCHを製造･貯蔵し、村営「フェリーとしま」でMCHを輸送し、周辺離島で水素分離装置にて水素を抽出して燃料電池で発電する全体システムを示した。また、既存の製品の組合せで全体システムの構築が可能となることを示すと共に、余剰エネルギーによる水素やMCHの生成
量や周辺離島での発電量も算出できた。しかし、提案した全体システムは技術的には構築可能と評価できるが、現時点では経済性に難点があるものと考えられた。

1.4.3

地熱開発基本構想の今後の事業化推進案

本年度の調査研究では、北海道の奥尻島をモデル離島とした基本構想１「離島スマートグリッ
ド構想」と、鹿児島県の中之島をモデル離島とした基本構想２｢火山島の余剰エネルギーによる周辺離島へのエネルギー供給構想｣の設計検討を行った。
ここでは、以下に基本構想１、基本構想２の今後の事業化推進案を示す。
(1)基本構想 1 の事業化推進案
奥尻島での基本構想１の開発シナリオは、第 1 段階は、奥尻発電所と IPP 発電所のディーゼ
ル発電機の更新・廃止時期等を想定した地熱発電所・風力発電所および電力需給量調整設備（CAES）の新設である。また、第 2 段階は、ディーゼル発電機の廃止による風力発電の増設とCAES の能力アップである。なお、第 1、第 2 段階とも、廃止する比較的新しいディーゼル発電
機はバックアップ設備として位置づけている。
以上の開発シナリオの実現には、北海道電力㈱が事業主体となって、事業化推進することが理想的ではあるが、北海道電力㈱が事業主体とならない場合でも、同社の理解と支援は不可欠であり、以下に事業化推進の手順を示す。
- 12 - 12 -1)北海道電力㈱、北海道庁および奥尻町役場などへの本年度の調査結果の説明による事業化への理解を醸成することが望ましく、奥尻島の電力需要量の詳細データの提供をお願いする。また、エコアイランド島の実現に向けた北海道庁・奥尻島の意向を確認する。
2)基本構想１の基本設計（および詳細設計）のため、競争的資金の獲得して、風況データ
観測等の調査と基本設計・詳細設計を行う。同調査・設計は、風力発電や A-CAES に詳しい企業等で対応するが、北海道電力㈱にも関与して頂くことが望ましい。
3) 基本設計・詳細設計の結果、事業性があると判断された場合は、事業主体や事業化方法を詳細検討するが、最低限でも、北海道電力㈱の理解や支援を得て事業化を進める。なお、事業化推進では、第 1 段階の実施結果から第 2 段階の電源構成の見直しを行い、再生可能エネルギー率 100%にこだわらず、第 2 段階に移行することが重要である。
4) 本構想は、出力変動の激しい風力発電等を主要電源とした閉鎖エネルギー環境の離島でのスマートグリッド構想である。この構想は、エコアイランド島の実現を目指した大規模実証実験とみなしうると考えられるものであり、施設の建設および実証実験の実施に対する補助金･助成金の獲得を検討することが必要である。
(2)基本構想 2 の事業化推進案
中之島での基本構想 2 については、水素のキャリアを MCH とした全体システム案を示した。
このシステムは、現時点では経済性に難点はあるものの、技術的には個々の装置･設備は既存の製品等での組合せで構成できる段階である。この全体システムの機能性については、水電解装
置の低コスト化や固体酸化物形燃料電池（SOFC）の実用化等による低コスト化を待って、全体
システム案の機能性の実証実験を行う方が現実的と考えられので、ある程度低コスト化進んだ
段階での事業化推進の手順について検討する。
この事業化推進については、九州電力㈱と鹿児島県の支援・理解が必要であり、九州電力㈱が何らかの形で関与した事業化が望ましい。以下、事業化推進の手順を示す。
1)全体システムの低コスト化がある程度進んだ段階で、九州電力㈱、九州経済産業局、鹿児島県庁および十島村役場への技術説明を行い、事業化への理解の醸成を深める。
2)基本構想 2 については、競争的資金を獲得して、全体システムの基本設計、実証設備の実証実験の設計･実証実験を行う。同設計及び実証実験は、九州電力㈱を中心に、MCH や個々の構成設備に詳しい企業等で対応することが望ましい。
3)実証実験の結果を基に、中之島を対象とした実機の詳細設計を行い、事業主体等の選定を含む事業スキームも検討する。
4)実機の建設に関しては、水素のキャリアを MCH とした小規模離島での水素生成･水素輸
送・水素発電という新しい構想であり、国の補助金･助成金の活用を検討することが必要である。まずは、中之島の電力需要量を対象とした地熱開発で地熱資源の賦存状況を確認して、余剰エネルギー開発を行うことも想定される。
- 13 - 13 -

第2章
2.1

地熱開発基本構想１（離島スマートグリッド構想）の設計検討

設計検討条件の設定

図 1.1-7 に示した「地熱開発基本構想１」のモデル離島に選定した北海道/奥尻島の地
熱関連情報等の昨年度の調査結果を、表 2.1-1 に示す。本年度は、地熱開発基本構想１の具体化を目的とした設計検討を行うため、本節では設計検討条件を設定する。
表 2.1-1 奥尻島の地熱関連情報等に関する平成 27 年度の調査結果概要
離島名
調査項目

調査結果概要人口(2013 年),面積

3,046 人，143.0 km2

現在の発電設備容量

5,380ｋW (内燃力 5,210ｋW)←三菱電機の IPP 発電所を含む

火山情報

火山ではなく白亜紀の貫入岩の隆起によるとされていたが、勝潤山が火山との報告もある。

温泉情報（概要）

・湯の浜温泉 （64℃,80L/min,深度 36m,pH5.8）
・神威温泉 (64℃, 677L/min,深度 400m, pH6.6）

地熱関連情報・NEDO 調査：坑井で、蒸気量 24 t/h,熱水量 146 t/h あり、750kW 程度の発電が可能。
・NEDO 調査で、島中央部の海抜-1000m に 140℃の高温部が存在との報告あり・貯留層は 180℃・抗井圧力 0.22Mpa・蒸気量 15.6t/h・熱水量 129.4t/h程度の賦存との推定結果あり

・貯留層情報発電可能出力・3,000kW（NEDO,2009.03）

地熱の賦存状況に関する見解

・過去、NEDO から委託された民間事業者による地熱開発促進調査や、平成
26 年度には JOGMEC の助成金を受けた「奥尻地域地熱開発事業」が行われており、調査精度も高く、地熱賦存に対する確実度は高い

自然公園法等の規制

・檜山道立自然公園：西海岸の一部が特別地域で、島全域は普通地域

地熱発電導入可能性○：規模は不明だが、地熱発電導入は期待可能想定される発電方式

・NEDO 調査井活用→750ｋW 程度のバイナリー発電
・大規模開発の場合は、新規生産井掘削

基本構想案

他の電源(再生エネルギー等)との組合せ→離島スマートグリッド構想

設計検討条件の設定に際しては、平成 28 年 4 月 19 日～21 日に事前現地調査を行った。
事前調査の項目は、奥尻島内の既存電力施設（ 内燃力発電所、IPP 発電所、ホヤ石川水力発電所）の確認、NEDO 調査井地点の視察、風 力発電・水力発電等の検討のための島内の地形状 況等 の確 認で あった 。ま た、 奥尻 町役 場 や地熱 開発 のキ ーマ ンであ る越 森石 油の関係者 に、 昨年 度の 調査結 果と 本年 度の 調査 研 究内容 を説 明す ると 共に、 奥尻 島の 電源開発計画等の情報収集を行った。
主な事前調査結果は次の通りである。
＜現地の電源状況等の確認結果＞
・北海道電力の奥尻内燃力発電所、ホヤ水力発 電所、三菱電機の IPP 発電所を確認。
- 14 - 14 -

NEDO 調査井や島内の温泉施設等を確認。
・島 北部 の稲 穂地 区や 島南 部の 青苗 地区 は風 況 がよ いと の印 象で あり 、風 力発 電の適地の可能性が期待できた。
・電 力需 給量 調整 設備 の一 つの 候補 と考 えて い る水 力発 電に つい ては 、海 水揚 水発電を 想定 して おり 、島 北部 の稲 穂 地区 には ある 程度 の落 差が 取れ 、上 池の 設置 できる平坦地の存在を確認した。
＜奥尻町役場･越森石油との意見交換・情報収集結果＞
・奥尻町役場、越森石油とも、地熱を含む再生可能 エネルギー開発の推進に前向きであり、
本調 査 研 究の内容 等にも理 解いただいた。また、奥尻 島を再 生 可能エネルギー率 100%の島として、活性化を図りたいとの希望も持たれている関係者もおられた。
・NEDO の調査井を活用して、250kW ﾊﾞｲﾅﾘｰ発電所建設の計画が始動していた。
本節では、昨年度の調査結果に本年度の現地事前調査結果を加えて、以下の通りに設計検討条件を設定した。
【基本方針】
奥尻島の現在の電力施設は、北海道電力の奥尻発電所(内燃力:4,000kW)とホヤ石川発電所（水力：170kW）、三菱電機の IPP 発電所（ディーゼル：1,210kW）であり、総出力は 5,380kW であるが、最近の奥尻島の発電量・需要量を調査して、発電設備容量を設計する必要があり、図2.1-1 の北海道 経済部による奥尻島の電気需給状況を示す。なお、同図の電力需給状況は
月単位のデータであるため、可能ならば日単位などのより詳細なデータの取得を行うものとする。

図 2.1-1 奥尻島の電力需給状況(出所：緊急雇用創出推進事業による離島における新ｴﾈﾙｷﾞｰ導入促進事業 事業報告書(概要版)，北海道 経済部産業振興局 環境・ｴﾈﾙｷﾞｰ室，平成 24 年 12 月)- 15 - 15 -

その後、奥尻島の電力需要量の推移については、2009 年 5 月 14 日の第 4 回地熱発電に関する研究会で発表された 「島嶼における電力需給の状況（北海道）」 のデータを見つけることができた。その情報は以下の通りである。
※年変化
H10 年度～H20 年度の最大電力（発電端 1 日最大値）： 4,000～3,700kW でほぼ一定※日間変化
H20 年の最大電力発生日。最小電力発生日の電力需要の推移を図 2.1-2 に示す。一定※最大電力発生日（最小 3 時：2,460kW，最大 18 時：3,700kW→変化幅の推移：1,240kW）※最小電力発生日（最小 6 時：1,600kW，最大 18 時：2,833kW→変化幅の推移：1,233kW）

4,000
3,500

発電電力（ｋW)

3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
最大日

最小日

500
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
時刻
図 2.1-2 奥尻島の H20 年の最大電力、最小電力発生日の電力需要推移【出所：「島嶼における電力需要の状況（北海道），北海道電力」（2009 年）のグラフからデータを読み取り、グラフを作成】
以下、設定した各種発電施設の設計検討条件をまとめる。また最後に、これらの発電施設によるスマートグリッドの全体設計の条件を示す。
【地熱発電施設の設計検討条件】
NDDO の「平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）」を基に、現在進められている NEDO 調査井 N19-OW-3 で 250kW のバイナリー発電計画も考慮して検討するものとする。開発規模の条件は次の通りである。計画中の 250kW を含ん
で 750kW が開発規模であり、内燃力発電所の炊き減らしや IPP 発電所の代替に寄与する- 16 - 16 -

ものとする。また、他電源と組み合わせて、最終的にはエコアイランド島の実現に寄与するものとする。
条件：750kW(計画中の 250kW 含む)
球浦
平成 10～11 年【風力発電施設の設計検討条件】
図 2.1-3 に示すように、NEDO の風況精査が青苗と球浦で行われている（出所：奥尻町地域新エネルギービジョン，奥尻町，平成 22
年 7 月）。これによれば、青苗と球浦で 750kW 級発電機での年間発電量が示されており、青苗地区の発電量が多い結果となっており、「青苗」地区が風力開発に適した地点として、評価されている。
ここでは、現地事前調査結果も参考に、島 北部 稲 穂 地 区や島 南部の青 苗地 区を候 補 地 域と想 定し、NEDO の風況データや気象庁

青苗
平成 15～16 年

アメダスの風況データを活用して、開発地点と数 MW 規模の設備容量を設定し、風力発電施設の設計検討を行う。検 討は概略設計レベルとする。

図 2.1-3 NEDO の風況精査【電力需給量変動に対する調整設備の設計検討条件】
季節や昼夜の電気使用量変動、風力発電等の出力変動に対応して、スマートグリッド構想の可能性を高めるためには、余剰電力を貯蔵して必要時に出力する設備・装置(以下、“電力需給量調整設備”と称す)が必要である。このような設備・装置には、水力発電(揚水発電)、圧縮
空気貯蔵発電(CAES)および蓄電池等が考えられ、これらの適用性を評価して設計検討を行う。
例えば、水力発電施設としては、海水揚水発電を候補施設として検討する。
ここでは、地熱発電所の設備容量、風力発電所の設備容量・出力変動等も考慮して、電力需給量調整設備の設備容量等を検討し、概略設計を行うものとする。
【離島スマートグリッド構想の全体設計条件】
地熱、風力、電力需給量調整設備等の各種電源設備によるスマートグリッドの全体設計を行うが、既存の内燃力発電所である IPP 発電所(1,210kW)と奥尻発電所（4,000kW）、および水力発電所であるホヤ石川発電所(170kW)の位置づけを明確化した上で、設計検討を行う。
なお、以下の点も考慮して検討を行う。
・奥尻島の電力需要量変動に対する発電量の追随性の可能性検討を行う。
・内燃力発電所は、一部発電機の利用、廃止、またはバックアップ施設として、位置づけられるか検討する。
・本年度の地熱開発基本構想案１の検討結果が、北海道のエコアイランド構想の今後の研究モデルとなることを目標とする。

- 17 - 17 -

2.2 地熱発電所の設計検討
2.2.1

既往地熱調査

奥尻島の地熱・温泉については、幌内温泉の自然湧出泉および硫黄鉱山稼行時（明治 41 年～
昭和 18 年）に採掘された坑井からの温泉が古くから利用されてきた。地熱資源調査は、昭和 53 年の北海道立地下資源調査書による温泉の基礎的な調査から始められた。
ここ最近では、現在の国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）により
平成 2 年度から 5 年度までの 4 年間と平成 17 年度、平成 18 年度から 19 年度までの 2 年間、合せて 7 年間実施されている。これらの調査概要を表 2.2-1 にまとめる。
表 2.2-1
調査名称

NEDO による奥尻島地熱調査

実施年度

実施内容
- 地表調査地熱開発促進調査
奥尻地域

平成 17 年度
地熱開発促進調査（調査 C-2 奥尻地域）

平成 2 年（地質・変質帯調査，
地化学 調査 ，自然 γ線 探査，
電磁探査，重力探査）- 熱流量調査（OS-T-1,-2）- 構造試錐 （N2-OS-1）- 環境調査平成 3 年- 地表調査- 構造試錐（電磁探査）（N3-OS-2,-3）

平成 4 年- 構造試錐- 環境調査（N4-OS-4,-5,-6）

平成 5 年- 噴出誘導 （N3-OS-2,N4-OS-4,-5）- 噴出試験 （N4-OS-5）- 還元能力確認（N3-OS-2）

平成 17 年

- 地表調査 （電磁探査）- 坑井調査・噴出試験（N17-OK-1）- 発電事業性評価

平成 18 年度
地熱開発促進調査
平成 18 年
（調査 C-2 奥尻西部地域）- 地表調査- 坑井調査- 環境調査平成 19 年度
地熱開発促進調査（調査 C-2 奥尻西部地域） 平成 19 年-

（地表地質踏査，電磁探査）（N18-OW-1）

坑井調査 （N19-OW-2,-3）噴出試験 （N18-OW-1,N19-OW-3）
還元能力確認（N19-OW-2）
環境調査
発電事業性評価

これらの調査を通して、幾つかの坑井からの蒸気・熱水の噴出が確認されている。そのうち、平成
18 年度から 19 年度にかけて実施された調査において削井された N18-OW-1 と N19-OW-3 の資源量は、バイナリー発電方式にて 1MW 規模の発電が可能との評価結果が得られている。奥尻島をモデルとする本章の地熱発電所の設計検討では、奥尻西部地域に発電設備を設置することを前提とする。
- 18 - 18 -

平成 18 年度および平成 19 年度地熱開発促進調査（調査 C-2 奥尻西部地域）（以下、両調査を合せて NEDO 奥尻西部調査と呼ぶ）の調査範囲を図 2.2-1 に示す。同調査では、図 2.2-1 に示される N18-OW-1 と N19-OW-3 を生産井、N19-OW-2 を還元井として調査・検討が実施された。

図 2.2-1

奥尻西部地域の調査範囲（出所：NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次））

平成 18 年度に掘削された N18-OW-1 は、平成 2 年度から 5 年度にかけて実施された調査にて噴出結果が得られた N4-OS-5 の坑底付近を掘削目標にして、既知であった推定断層 F3、F4 を貫通する傾斜井として掘削され、深度 1,680m にて平衡温度 180.8℃を記録した。
N18-OW-1 の坑底は F2 断層の延長部に位置すると推定されたため、N19-OW-3 は F2 断層の破砕帯を目標に傾斜井として掘削され、深度 1,693m にて平衡温度 216.2℃を記録した。

- 19 - 19 -

2.2.2

地熱資源条件の確認

本項では、地熱資源条件の確認のために NEDO 奥尻西部調査より把握できる地質および地熱情報に関する情報を整理・検討した。
(1)有望断層
NEDO 奥尻西部調査の地表調査結果を図 2.2-2 に示す。地表調査結果から推定断層として
F1～F4 の存在が判明した。
平成 2～5 年度の NEDO による調査(表 2.2-1 参照)において推定断層 F3 を狙った調査井
N4-OS-5 を掘削したところ、坑底温度 180.9℃、噴気蒸気 3.6t/h、熱水 27t/h の結果が得られ、高温の貯留層の存在が確認された。炭酸ガスによるカルシウムスケールの問題が確認されたものの、この貯留層構造の解明が必要であると結論付けられた。
平成 17 年度の NEDO による調査（表 2.2-1 参照）では、N4-OS-5 が通過する断層の延長線上に N17-OK-1（勝潤山東部）を掘削したが噴気が認められなかった。この調査より、地熱高温部は勝潤山西部に限られることが判明した。

図 2.2-2

地表調査結果（NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）に加筆）

平成 18～19 年度の NEDO 奥尻西部調査では、N4-OS-5 周辺の有望視された断層を F1～
F4 とし、N18-OW-1 と N19-OW-3 を調査井として掘削した。N18-OW-1 は F3 断層を目標に掘- 20 - 20 -

削、N19-OW-3 は F2 断層を目標に掘削され、ともに発電可能と判断される噴気が得られた。これにより、F1～F4 断層の内、少なくとも F2 と F3 断層には貯留層が存在することが示された。
(2)地熱構造
NEDO 奥尻西部調査にて報告されている F2、F3 付近の地下温度分布（海抜-1,000m）を図
2.2-3 に示す。
N4-OS-5、N18-OW-1、N19-OW-3 の 3 本の掘削結果から、これら 3 本の坑井付近を中心として北西-南東方向に楕円形状の等温エリアが存在することが推定された。地下から F2、F3 断層に沿って上昇した地熱流体は、これらの断層方向に沿って拡がり移動してると考えられる。F2、F3 断層を北西に延伸すると幌内温泉地区に合致することからも明らかとされている。
地熱流動モデルについては、以下のとおり結論付けている。
「北西－南東方向の断層および南北～北東－南西 方向の断層を通じて基盤岩中深部に浸透した海水及び天水は、広域的な鮮新世～更新世の硫黄鉱化作用に関連する残存マグマと、幌内川カルデラ深部に残る中期更新世に活動した勝間山火山の熱に温められ、幌内川カルデラ
内の破砕帯および南北～北東－南西 方向の断層 を通路として上昇し、さらに、北西－南 東方向の断層を通路として貯留、側方流動している。」

図 2.2-3

有望断層（F2、F3）付近の地下温度分布（出所：NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次））- 21 - 21 -

(3)地下構造断面図
図 2.2-4 に、調査井 N18-OW-1、N19-OW-3 を掘削した実測結果をもとに地温分布を示す。カッティングス観察結果によって主要な断層兆候は、深度 1,020～1,140m 間に集 中して確認され、この深度は F-2 断層と F-3 断層とに挟まれた箇所にあたるとされた。深度 1,170～1,360m
区間では 229～238℃の比較的高い最終平衡温度を示した。N18-OW-1 は深度 700～1,400m
で F-4 断層、F-3 断層、1,490m 以深で F-2 断層を通過したと考えられる。N19-OW-3 は、深度 880～ 1,200m 付 近 で F-3 断 層 を 深 度 1,403m 付 近 で F-2 断 層 を通 過 したと された 。
N18-OW-1 での 1,489m、N19-OW-3 での 1,403m は、流体地化学的に同一の地熱流体であること、坑井内圧力干渉試験結果で N18-OW-1 と N19-OW-3 間に圧力干渉が認められたことから、同一の貯留層と考えられるとされた。

図 2.2-4

地下構造断面図（出所：NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次））- 22 - 22 -(4)噴出試験結果からの蒸気・熱水性状について
N18-OW-1、N19-OW-3 の噴出試験結果をそれぞれ表 2.2-2、表 2.2-3 に示す。全解放時の圧力は N18-OW-1 が 0.49MPa-A、N19-OW-3 が 0.54MPa-A と差異があったことから、発電設備の設計検討においては両坑井からの蒸気を合流させることを勘案し、圧力の高い N19-OW3
側に合わせて 0.54MPa-A を坑口圧力に設定している。坑口圧力を 0.54MPa-A とした場合の両井戸の蒸気・熱水条件の換算結果を表 2.2-4 に示す。
表 2.2-2

N18-OW-1 の噴出試験結果（NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）より転記）

坑口圧力

坑口温度

坑口換算

坑口換算

坑口換算

蒸気量

熱水量

総流量

[t/h]

[t/h]

NGC 流量NGC/蒸気比

[t/h]

[wt%]

[MPa-A]

[℃]

[t/h]

1.38

165.0

0.00

34.57

34.57

0.38

100.00

0.88

165.0

1.28

48.74

50.02

1.40

52.42

0.76

158.0

2.17

59.42

61.59

1.70

43.93

0.49

146.0

4.40

63.56

67.96

1.91

30.27

表 2.2-3

N19-OW-3 の噴出試験結果（NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）より転記）

坑口圧力

坑口温度

坑口換算

坑口換算

坑口換算

蒸気量

熱水量

総流量

[t/h]

[t/h]

NGC 流量NGC/蒸気比

[t/h]

[wt%]

[MPa-A]

[℃]

[t/h]

1.45

163.0

0.00

46.70

46.70

1.41

100.00

0.89

160.0

1.76

81.16

82.92

2.82

61.57

0.70

154.0

3.92

91.51

95.43

3.35

46.08

0.54

145.0

7.02

96.61

103.63

3.85

35.42

表 2.2-4

N18-OW-1 と N19-OW-3 を合流した場合の坑口条件（NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）より転記）

項目

N18-OW-1

N19-OW-3

坑口圧力[MPa-A]

0.54

0.54

坑口温度

[℃]

145

145

坑口換算蒸気量

[t/h]

3.94

7.02

坑口換算熱水量

[t/h]

62.70

96.61

NGC 量

[t/h]

1.88

3.85

- 23 - 23 -(5)生産シミュレーションについて
N18-OW-1、N19-OW-3 の両坑井からの噴出を継 続した場合の検討 結果を表 2.2-5 に示す。検討ケースは還元井を N19-OW-2 周辺に掘削した場合と海岸部にて還元井を掘削した場合を想定し、それぞれ 1,300kW と 750kW、750kW と 600kW の 2 水準の発電規模にて検討されている。
検討の結果、「著しい減衰を生じない」という観点から開発可能資源量は N19-OW-2 周辺に還元井を設ける場合は 750kW（検討ケース 2）、海岸部に設ける場合は 600kW（検討ケース 4）と結論付けている。
表 2.2-5

15 年間の生産シミュレーション検討一覧（NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）より転記）検討ケース 1

検討ケース 2

検討ケース 3

検討ケース 41,300 kW750 kW

750 kW

600 kW

初年度

3本

2本

2本

2本

補充井

4本

1本

2本

1本

（3,8 年目）（13 年目）

発電出力

生産井（1,4,7,9 年目） （6 年目）
還元井

初年度

3本

2本

2本

2本

補充井

2本

1本

1本

1本

（6,10 年目）

（10 年目）（10 年目）（10 年目）還元井掘削基地

N19-OW-2
還元井基地

海岸部破砕帯還元井掘削成功率

50%

100%

還元井掘削深度1,000m

500m- 24 - 24 -

2.2.3

地熱発電所 建設地の調査・検討(1)現地調査の対象と目的
NEDO 奥尻西部調査において、生産井基地（以下、既存生産基地と呼ぶ）と還元井基地（以下、既存還元井基地と呼ぶ）を造成している。既存生産井基地には N18-OW-1 と N19-OW-3、
既存還元井基地には N19-OW-2 が削井されている。
両基地は互いに別敷地にあり約 200m の離隔がある。両基地共に幌内川左岸に位置し、何れも同河川とその左岸を走る町道 88 号線とに挟まれた場所に造成されている。幌内川は島内を東から西に向かって流れており、上流側から見て、既存生産井基地、既存還元井の順に位置している。町道 88 号線は、既存還元井基地からさらに下流約 1.2km 先まで幌内川左岸に沿って進み、道道 39 号線に合流している。
既存生産井基地と既存還元井基地を地熱発電所の設備用地の候補とし、町道 88 号線を建設時の搬入道路と仮定し、その用途条件を満たすのか、あるいはその条件を満たすための課題を具体的に把握するために現地調査を行った。なお現地調査は目視レベルでの確認に留め、本格的な測量などは実施しなかった。

図 2.2-5（出所：上図 Google Map

現地調査の対象

下図 NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書

No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）より作成）- 25 - 25 -(2)既設生産井基地
図 2.2-6 に NEDO 奥尻西部調査報告書から入手した既設生産井基地の平面図を示す。平
面図からうかがえる既存生産井基地の特徴は次のとおり整理される。
① 既存生産井基地は、道道 39 号線との分岐点より町道 88 号線を約 1.4km 進んだ先に位置する。
② 敷地形状は台形で、約 1,700m2 の広さを有している。東側に町道 88 号線からの進入路が設けられている。
③ 北側は幌内川（流れ方向は東から西）と南側は町道 88 号線と隣接する。なお町道 88 号線の反対側（さらに南側）から保安林区域である。
④ 生産井として調査・削井された N18-OW-1 と N19-OW-3 は敷地の西側に位置し、町道 88号線寄りの中央南側に泥水ピットが設けられている。
現地調査にて撮影した現況写真を図 2.2-7a～n に示す。また各写真の撮影位置を図 2.2-6上に示す。（図番号末尾アルファベット a～n のみで示す）
敷地は幌内川のいわゆる河川敷のような地形に位置し、その状態は植生により荒地化して見える部分もあるが NEDO 奥尻西部調査 報告書の平面図からの大きな地形変化は認められない。また敷地内東側には地熱発電 所建設が現在計 画中で、その建設予定範囲には調査用の杭などの形跡もあり整備がされている。
平 面 図 の 配 置 の と お り 、 NEDO 奥 尻 西 部 調 査 に お け る 生 産 井 N18-OW-1 （ 東 側 ） とN19-OW-3（西側）、泥水ピットが現存し、その状態も良好に見られた。
用地拡張の観点から隣接する敷地外周囲に目を向 けてみる。北側は幌内川に面しているため用地拡張は困難である。南側は町道 88 号線に隣接しており、町道の反対側（さらに南側）は樹木類の植生となっている。なおこの南側付近は保安林区域に指定されているため指定解除が必要である。西側と東側については通常の切盛土工にて用地拡張は容易に可能である。
以上から、NEDO 奥尻西部調査における既存生産井基地の用地利用については次のとおり
整理される。
① 既存生産井基地の造成地は全範囲利用できる。
② 追加用地が必要な場合には、東側および西側に拡張することができる。

- 26 - 26 -- 27 -

- 27 -

既存生産井基地の平面図（NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）資料より作成）

図 2.2-6

2.2-7a

既存生産井基地全景（西南側からの視点）

2.2-7b

既存生産井基地全景（東南側からの視点）

図 2.2-7c

西側境界

図 2.2-7d- 28 -- 28 -

敷地内西側（生産井付近）

図 2.2-7e

図 2.2-7g

図 2.2-7i

敷地内中央側

図 2.2-7f

東側境界

図 2.2-7h

北側境界（幌内川隣接）

進入路(左)と町道 88 号線(右)図 2.2-7j- 29 -- 29 -

敷地内東側

南側境界（町道 88 号線）

図 2.2-7k

町道 88 号線南側（保安林）

図 2.2-7l

泥水ピット

図 2.2-7m

図 2.2-7n

N18-OW-1

N19-OW-3- 30 - 30 -(3)既設還元井基地
図 2.2 -8 に NEDO 奥尻西部調査報告書から入手した既設還元井基地の造成図を示す。造
成図から窺える既存生産井基地の特徴は次のとおり整理される。
① 既存還元井基地は、道道 39 号線との分岐点より町道 88 号線を約 1km 進んだ先に位置する。既存生産井基地より約 200m 手前となる。
② 敷地形状は南側を隣接する町道 88 号線のカーブに沿っているため矩形に近い五角形状をしており、約 1,200m2 の広さを有している。西側に町道 88 号線からの進入路が設けられている。
③ 北側は幌内川（流れ方向は東から西）と南側は町道 88 号線と隣接する。なお町道 88 号線の反対側（さらに南側）から保安林区域である。
④

還元井として調査・削井された N19-OW-2 は敷地の西側に位置し、北側河川寄り東側に泥水ピットが設けられている。

現地踏査にて撮影した現況写真を図 2.2-9a～f に示す。また各写真の撮影位置を図 2.2-8 上に示す。（図番号末尾アルファベット a～f のみで示す）
敷地は既存生産井基地同様に幌内川の河川敷のような地形に位置する。既存生産井基地よりも植生による荒地化が進んでいるように見受けられるが、NEDO 奥尻西部調査報告書の造成
図から大きな地形変化は認められない。
今回の調査では、敷地入口に立入禁止の看板が掲示されていたこと、一帯に硫化水素臭がしていたこと、植生による荒地化が進んでいるため進入が容易でないことから、敷地内奥までの立ち入りは控えた。したがって還元井 N19-OW-2 や泥水ピットの現況や北・東・西側の隣接地の状況の確認は行えなかったものの、NEDO 奥尻西部調査における既存還元井基地の用地利用についても既存生産井基地同様以下のとおり推測し整理できる。
① 既存生産基地の造成地は全範囲利用できる。
② 追加用地が必要な場合には、東側および西側に拡張することができる。

- 31 - 31 -

- 32 -

- 32 -

既存還元井基地の平面図（NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）資料より作成）

図 2.2-8

図 2.2-9c

図 2.2-9e

2.2-9a

既存還元井基地全景（東南側からの視点）

2.2-9b

既存還元井基地全景（西南側からの視点）

進入路始点付近

図 2.2-9d

進入路終点から北側奥

図 2.2-9f- 33 - 33 -進入路終点付近

進入路終点から西側奥

(4)進入道路（町道 88 号線）
既存生産井基地ならびに既存還元井基地に設備を建設する際の資機材の搬入は既存の道
路「町道 88 号線」の利用を考えることになる。前述の図 2.2-5 のとおり、進入道路となる町道 88号線は奥尻島を一周する主要道道 39 号線から分岐し、道路に沿って約 1.2km 先に既存還元
井 基 地 が、そ の先 約 0.2km に既 存 生 産 井 基 地 が ある。分 岐 か ら既 存 生 産 井 基 地 ま での約1.4km 間の現況を以下に列挙し、写真を図 2.2-10a～h に示す。
① 入口から既存生産井基地までの全線はアスファルト舗装されており、崩壊箇所などもなく状態は良好である。
② 入口に一般者は立入りできないよう通行止めのゲートが設置されている。ゲート幅は 5.2m、管理者は太平洋セメント株式会社と表記されている。（ゲートの鍵は奥尻町役場にて管理されていた。）[図 2.2-10a]③ 代表的な直線箇所とカーブ箇所の幅員を計測した結果はそれぞれ 4m（直線箇所）、5m（カーブ箇所）であり、また全 線ほぼ同じ幅 員で極 端に狭 まったところは見られない。[図2.2-10b，c]④ 沿線途中に法面崩壊箇所が 2 か所あり、落石ネットや路面上に落石が見られる。現状では大きな落石はないが、長期間利用するためには落石防止工が必要である。その他の障
害物は見られない。[図 2.2-10e，f]⑤ 既存生産井基地より先の路上には植生や落石などの障害物があり、人の通行もできない状態である。すなわち、入口から既存生産井基地間までは定期的に整備されているものと思われる。今回の調査では先への進入ができなかったが、道路はさらに約 6.3km 進み、勝
澗 山 南 東 側 付近 で主 要 道 道 39 号 線に再び合 流 することが地 図 上で確 認 できる。[図2.2-10h]以上から、既存の道路「町道 88 号線」は重機や資材の搬入道路として十分に機能し、工事用
道路や道路補強などの仮設は特に必要がない。ただし上記④で記述したとおり、長期間の通行上の安全性を確保するために 2 か所の法面崩壊箇所の落石防止工が事前に必要である。

図 2.2-10a

分岐入口（立入制限）

図 2.2-10b- 34 - 34 -直線箇所

図 2.2-10c

カーブ箇所

図 2.2-10e

法面崩壊箇所

図 2.2-10g

図 2.2-10d

図 2.2-10f

既存還元井・生産井基地付近- 35 - 35 -

図 2.2-10h

進入道路と幌内川

法面崩壊箇所下道路（落石あり）

既存生産井基地奥（進入困難）

(5)現在計画されている発電設備
現在、既存生産井基地の N19-OW-3 を利用して地熱発電設備を設置する事業計画が進められている。事業計画者よりヒアリング調査を行った結果、その計画設備の概要は表 2.2-6 のとおりであった。
表 2.2-6

既存生産井基地で計画されている発電設備の概要（情報提供：株式会社越森石油電器 商会）

項
発電規模

目

仕様等

発電端出力

250kW

送電端出力

200kW

発電機構成

125kW×2 台

生産井

N19-OW-3

還元方法

温泉への配湯設備配置は既存生産井基地の北東側に計画されており、現地踏査においてもその区画は植生伐採などの整備が他に比べて行われていたことを確認した。具体的な配置計画を図 2.2-11に示す。なお、この位置に配置された理由は既存生産井基地の半分以上が保安林区域に指定されているためで、設備が配置されている区域だけが辛うじて保安林区域でないとのことであった。また既存還元井基地については、全域が保安林区域に指定されているとのことである。
以上のことから、発電設備用地においては次の点に配慮する必要がある。
① 既存生産井基地については、計画中の発電設備と干渉しない配置を考慮する。
② 既存生産井基地、ならびに既存還元井基地の保安林解除が必要な地域であるが、本調査での設計検討では保安林解除ができることを前提とする。

- 36 - 36 -- 37 -

2.2.4発電設備の設計(1)前提条件
先に述べた文献や現 地調査 結果を踏まえ、本調査 で新たに設計する発電 設備は以下を前提とする。
① この地域での開発可能資源量に相当するバイナリー発電出力換算で 750kW（発電端）を上限とする。
② 現在計画されている地熱発電設備は、計画どおり建設されることを前提とする。また後述のスマートグリッド構想における地熱発電電源として織り込む。
③ 蒸気・熱水の条件は、表 2.2-4 に示す NEDO 奥尻西部調査にて発電設備の検討を行った際に適用した数値を使用する。なお、実際の蒸気・熱水には非圧縮性ガス（NCG）である CO 2 が 30%程度含まれているとの報告がされているが、本設計では NCG は考慮せず含
まれていないものとして行う。
④ 発電はバイナリー方式、冷却方式は空冷とする。
(2)設計仕様
発電規模は、最大値を設定する。開発可能資源量の最大値 750kW（発電端）より現在計画されている発電設備出力 250kW（発電端）を差し引いた 500kW（発電端）となる。
蒸気量と熱水量は、発電設備の出力 500kW（発電端）に必要な値を設計より求めるものとした。ただし、蒸気と熱水量の比率は、既存の N18-OW-1 と N19-OW-3 の噴出試験データと同程度とした。
蒸気・熱水の坑口圧力は、噴出試験データの値の蒸気の分圧とし、温度はその圧力における飽和蒸気温度とした。また蒸気・熱水の噴出量が少なくなると坑口圧力・温度は上昇するが、本検討では発電設備の発電端出力を前提条件として必要な蒸気・熱水量を求めることから、坑口
圧力 ・温 度は噴 出 量にかかわらず一 定の値で設 計 を行うこととした。なお坑 口 圧 力・温 度の値
は、N18-OW-1 と N19-OW-3 を合流した場合（表 2.2-4 参照）の値を用いた。発電設備の設計
仕様を表 2.2-7 に整理する。

- 38 - 38 -

表 2.2-7
項 目

設計仕様

設計仕様

方式

根拠 等

バイナリー・空冷前提条件

500 kW

出力（発電端）－)開発可能資源量：750kW

現計画発電設備：250kW：500kW

1：14

蒸気：熱水 重量比

N19-OW-3 データより
蒸気量＝7.02t/h 熱水量＝96.61t/h

坑口

圧力0.44 MPaA

N19-OW-3 データより
全圧 ：0.54MPaA

温度

147℃

蒸気分圧

：0.44MPaA

NGC 分圧：0.10MPaA

設定圧力（0.44MPaA）における飽和蒸気温度(3)設計結果i) 設備構成・熱収支・物質収支
表 2.2-7 の設計仕様にて、エンジニアリングメーカーにて試設計を行ったところ、図 2.2-12 のような設備構成・熱収支・物質収支となった。この結果を整理すると次のとおりとなる。
①

発電設備や補機類の所内動力を差し引いた送電端出力は 400kW 程度となる。

② 主な構成設備・機器は、生産井、気水分離器、空冷式バイナリー発電機、還元井と蒸気放散用のサイレンサである。
③ 配管は、蒸気 125A、熱水 125A、還元凝縮水 125A の規模である。
④ 必要な蒸気・熱水量は、生産井坑口においてそれぞれ 2.5t/h、35.0t/h（1：14）である。必要な蒸気・熱水量は N19-OW-3 単独での噴出実績量の半分以下と少なく、初期井として
N19-OW-3 の み で 足 り る 。 な お 現 在 計 画 さ れ て い る 地 熱 発 電 設 備 の 生 産 井 に は
N18-OW-1 のみが予定されており、互いに独立して発電設備の運転が可能である。
⑤ 初期の還元井は、2.2.3 項の表 2.2-6 で示した NEDO 奥尻西部調査での検討結果より 1本とである。既存の還元井 N19-OW-2 は還元能力が小さく利用できないため、新規還元井が必要である。

- 39 - 39 -

- 40 -

- 40 -

N19-OW-3

N18-OW-1

生産井

Q-hw
V-stm
V-cond

P
T
Q-stm

P
T

0.33
146
2.5
35.0
23.99
0.84

0.03
107.4
0.34
147
2.5
35.0
22.91
0.84
125A

0.001087711

0.421403191

620.0725935

2742.015049

現計画設備（250kW）

P
T
Q-stm
Q-hw
V-stm
V-condQ-hw
V-stm
V-condP
T
Q-stm

2740.995
616.4523
0.430588
0.001087
125A

奥尻島

0.001087711

0.421403191

620.0725935

2742.015049

Q-hw
V-stm
V-cond

P
T
Q-stm

P
T
Q-stm
Q-hw
V-stm
V-cond

0.33
146
0.0
35.0
0.84

0.33
146
2.5
0.0
23.99
－

0.0010868

0.430588325

616.4522741

2740.994838

0.0010868

0.430588325

616.4522741

2740.994838

サイレンサ

設備構成図（熱収支・物質収支）

125A

125A

400A

M

P
T
Q-stm
Q-hw
V-stm
V-cond

125A
0.32
115
0.0
37.5
－
0.90

発電端： 500kW
送電端： 400kW

22964200
kJ/hr
バイナリー発電設備

空冷 21℃（発電設置 - 発電端500kW／送電端400kW）（設計：JFE エンジニアリング株式会社）

図 2.2-12

0.34
147
2.5
35.0
22.91
0.84

気水分離器

バイナリー発電設備 系統図

0.001085876

0.44019401

612.7658516

2739.948838

記号
P
T
Q-stm
Q-hw
V-stm
V-cond

凡例

還元井

項目
圧力
温度
蒸気流量
熱水流量
蒸気流速
熱水流速

単位
MPaG
℃
t/h
t/h
m/s
m/s

ii) 設備配置
前 述 の設 備 構 成 の機 器 を既 存 生 産 井 基 地 と既 存 還 元 井 基 地 に配 置 を行 った結 果 を 図
2.2-13～15 に示す。結果を整理すると以下のとおりである。
① 発電設 備は、既存生 産井 基地の東側の一 部を拡 張することで現在 計画されている地熱発電設備と干渉することなく、すべて配置ができた。ただし、事前に保安林解除が必要な場所となる。
② NEDO 奥尻西部調査より、将来、生産井の補充井が必要となる。地熱条件は勝澗山方向の F2 断層が良好との見解があるため、補充井の配置は既存生産井基地の東側とした。なお拡張造成は設置時期に合わせて実施することもできる。
③ 還元井は NEDO 奥尻西部調査の見解と同様に F3 断層を掘削目標とし、F3 断層までの距離の短い既存還元井基地に配置する。前述のとおり、既存の N19-OW-2 は十分な還元能力がないことが判明しているため、新規削井が必要である。
④ 発電設備からの還元井までの熱水は進入道路に沿って配管で送水する。送水距離は約200m、著しい高低差もなく、配管径に 125A を計画すれば、発電機出口での熱水の圧力（0.42MPaA）・温度（115℃）状態は、途中でフラッシュすることなく十分に送水可能である。
iii) 系統接続
NEDO 奥尻西部調査では、600kW～1,300kW の発電設備の設計検討を行っており、その中で送電設 備の検討がなされている。この設計検討と今回の検討を比べた場合、発 電規模が同規模であること、受電設備は既存生 産井基地の近 似した場所に配置されることから、同程度の送電設備・同じ送電ルートにて系統接続することが妥当である。
図 2.2-15 に NEDO 奥尻西部調査の送電線ルート図を引用する。なお図 2.2-16 中の写真は現地踏査にて確認した連系電柱である。
また NEDO 奥尻西部調査に倣い、送電線のサイズについて検討を行った。最新の北海道連
力株式会社の「配電設備の形成・運用マニュアル 設備形成編」では架空配電線は寒冷地仕様の難 着 雪 型 絶 縁 電 線を使 用 し、サイズは 38mm2 を最 小の太さと制 限 している。このサイズは2,000kW（電圧 6,600V）程度の送電まで許容できる。一方で、送電出力 200kW で現在計画されている地熱発電設備が設置される場合も、同じ 38mm2 のサイズで図 2.2-16 と同様のルートの送電線が必要となる。建設後は約 1,800kW 分の空き容量があり、本検討の送電出力 600kW 発電
設備は同じ送電線で系統接続が可能である。
iv) 工事費選定した建設地は特殊な工法を要さずに建設が可能と推測される。本土からの資機材・燃料や建機の輸送費用といった離島条件を加味しなければ標準的な実績値と同等と考えられる。ただし還元井の掘削においては硬い花崗岩の掘削となるため比較的割高となるものと予想される。以上より、発電設備の建設費で 7～8 億円、還元井（2 本）の掘削で 2～3 億円、合計 10 億円程度が初期建設費用と推定する。

- 41 - 41 -- 42 -

- 42 -

全体配置図

JFE エンジニアリング株式会社提供の設計情報を 基に作成）（ NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）資料と図 2.2-13

- 43 -

- 43 -

発電設備配置図

JFE エンジニアリング株式会社提供の設計情報を 基に作成）（ NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）資料と図 2.2-14

- 44 -- 44 -

還元井配置図（ NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）資料を基に作成）

図 2.2-15

- 45 -

- 45 -

送電線ルート図（ NEDO,平成 19 年度地熱開発促進調査報告書 No.C-2-9 奥尻西部地域（第 2 次）資料に写真を追加）

図 2.2-16

2.3

風力発電所の設計検討

2.3.1

設計方法

風力発電機の構造として、水平軸風車の構造を図 2.3-1 に示す。また、風力発電のパワーカーブの一例を図 2.3-2 に示すが、ハブ高さにおける風速毎の出現率が分かれば、風速と出現率の積の総和で発電量が求められることになる。風速毎の出現率については、「NEDO
局所的風況予測モデル（平成 18 年度版）」に、位置を与えれば、地上高 30m,50m,70m の風
速毎の出現率の値を得ることができ、これを図 2.3-3 に例示する。また、ハブ高さの風速については、地上高 30m,50m,70m のデータのうち、対象風車のハブ高さに近いデータを用いるものとする。なお、この方法で年間の総発電量は得られるが、月毎の発電量の変動は得られないことが難点である。

出所：三菱重工 HP より
https://www.mhi.co.jp/products/expand/wind_kouza_0104.html

図 2.3-1 水平軸風車の構造

出所
http://www.aibsc.jp/sj/200509/energy/
tokusyu1-1/print.shtml

図 2.3-2 風車のパワーカーブの一例

図 2.3-3 「NEDO 局所的風況予測モデル（平成 18 年度版）」による出力例- 46 - 46 -

月別の風速データを与えれば、月毎の発電量が得られるソフトとして、静岡大学の瀬尾研究室が公開している「風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝ」があり、図 2.3-4 に示す。同図（1）のよ
うに、電力会社、発電機情報、各月の平均風速を入力すると、（2）のように月毎の発電量や設備使用率等が求められる。気象庁のアメダス観測所等のデータであれば、月平均の風
速データも得られるので、図 2.3-4 のツールが活用できる。地上高さ h(m)の風速 Vh(m/s)
に対する地上高さ H(m)の風速 VH(m/s)は、式(1)で求められるので、観測データからハブ高さでの風速も求めることが出来る。
VH＝Vh×（H/h） 1/n ここで、n：「べき値」で平均的な値である n=5 とする---(1)図 2.3-4(1) 静岡大学の瀬尾研究室「風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝ」:入力フォーマット
（出所

http://www.sys.eng.shizuoka.ac.jp/~seno/h-yosoku.html）- 47 - 47 -

図 2.3-4(2) 静岡大学の瀬尾研究室「風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝ」:ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝ結果（出所

http://www.sys.eng.shizuoka.ac.jp/~seno/h-yosoku.html）- 48 -- 48 -

2.3.2

風力発電機の仕様

ここでは、風車の仕様やパワーカーブが得られる風力発電機を設計の対象とすることとし、㈱東芝の 750kW 機・2MW 機、㈱日立製作所の 2MW 機の情報を整理する。㈱東芝の 750kW
風車の仕様を表 2.3-1、パワーカーブを図 2.3-5 に示し、㈱東芝の 2MW 風車の仕様を表
2.3-2、パワーカーブを図 2.3-6 に示す。また、㈱日立製作所の 2MW 風車の仕様を表 2.3-3、
同社のホームページの風速-出力の数値データからパワーカーブを作成して図 2.3-7 に示す。
表 2.3-1 750kW 風車の仕様（出所：㈱東芝 HP より。一部改変）
モデル

U50

U54

U57

ロータ径

50m

54m

57m

ハブ高さ

50m

60m

68m

最大

70m/s

59.5m/s

52.5m/s

平均10m/s

8.5m/s

7.5m/s

ｶｯﾄｲﾝ

3m/s

3m/s

3m/s

定格

12.5m/s

11.5m/s

11.5m/s

ｶｯﾄｱｳﾄ

25m/s

25m/s

25m/s

風速

図 2.3-5 750kW 風車のパワーカーブ（出所：㈱東芝 HP より）

2MW 機(U88E)パワーカーブ
表 2.3-2 2MW 風車の仕様（出所：「東芝の風力事業について」より）

モデル
定格出力
ロータ径
ハブ高さ
デザインクラス
最大風速
平均風速
カットイン風速
定格風速
カットアウト風速

U88E
2.0MW
88m
75m
IEC SA80m/s
8.5m/s
3m/s
12m/s
25m/s

出力(kW)

2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
0

10

20

30

ハ ブ高 さ 風 速 m/s

図 2.3-6 2MW 風車のパワーカーブ（出所：㈱東芝 HP より）- 49 - 49 -

出力(kW)2,500

表 2.3-3 2MW 風車の仕様（出所：㈱日立製作所 HP より
一部改変）
ロータ径

80m

ハブ高さ

65m/78m

風速

ｶｯﾄｲﾝ

4m/s

定格

13m/s

ｶｯﾄｱｳﾄ

25m/s

2,000
1,500
1,000
500
0
0

10

20

30

ハ ブ高 さ 風 速 m/s

図 2.3-7 2MW 風車のパワーカーブ（出所：㈱日立製作所 HP のデータから作成）

2.3.3

風力発電所の候補地点の風況データ(1)候補地点の選定
風力発電所の設計検討の候補地としては、風況データが得られ、風速が強く安定していることが必要である。風況データについては、NEDO 風況マップシステムでは、島内の風速分布が得られると共に、緯度・経度（地点情報）を与えると、高度 30m/50m/70m の
風速毎の出現率が得られ、風力発電量の算出に利用できる。また、気象庁アメダス観測所の風況データも利用可能で、奥尻島にある観測所を表 2.3-4 に示す。
NEDO 風況マップによれば、島北部の風速が比較的強く、風速発電所の適地と考えられる。また、図 2.1-2 に示した青苗地点の NEDO の風況精査結果によれば、青苗も風力開発の適地と考えられ、奥尻島の風力開発の候補地域は北部の稲穂地区と南端の青苗地区と考えられる。このため、本報告の候補地点は、稲穂地区はアメダス奥尻観測所地点、青苗地区はアメダス米岡観測所地点とする。
表 2.3-4 奥尻島のアメダス観測所の位置等の情報
観測所名
奥尻

所在地

奥尻郡奥尻町稲穂（オクシリ）

緯度

経度

42°

139°

14’54”

33’24”

米岡

奥尻郡奥尻町米岡

42°

139°

(ヨ ネ オ カ ）奥尻航空気象観測所

4’18”

25’54”

海面上

風速計

の高さ

の高さ

5m

6.5m

49m

10.4m

(2)奥尻観測所地点の風況データの取得
アメダス奥尻観測所の月ごとの平均風速を表 2.3-5 に示す。同表には、2.3.1 項の式- 50 -- 50 -

（1）を用いて、平均風速データから求めた、高度 30m,50m,70m の平均風速も示している。また、NEDO 風況マップから、奥尻観測所地点の極近傍の高度 30m,50m,70m における
風速毎の出現率データを図 2.3-8～2.3-10 に示す。
表 2.3-5 奥尻観測所地点の平均風速データと式（1）基づく平均風速換算値
平均風速の種別
風速計高度 (m)

観測データ

観測データに、式（1）を適用した(2000～2010 年)

平均風速の換算値

6.5

30.0

50.0

70.0

1月

8.9

12.1

13.4

14.3

平均風速

2月

8.4

11.4

12.6

13.5

(m/s)

3月

7.8

10.6

11.7

12.5

4月

6.2

8.4

9.3

10.0

5月

5.4

7.3

8.1

8.7

6月

4.3

5.8

6.5

6.9

7月

4.3

5.8

6.5

6.9

8月

4.3

5.8

6.5

6.9

9月

5.2

7.1

7.8

8.4

10 月

6.2

8.4

9.3

10.0

11 月

7.7

10.5

11.6

12.4

12 月

8.6

11.7

12.9

13.8

図 2.3-8 奥尻観測所の近傍地点の地上高の 30m における風速階級出現頻度- 51 - 51 -

図 2.3-9 奥尻観測所の近傍地点の地上高の 50m における風速階級出現頻度

図 2.3-10 奥尻観測所の近傍地点の地上高の 70m における風速階級出現頻度(3)米岡観測所地点の風況データの取得
アメダス米岡観測所の月ごとの平均風速を表 2.3-6 に示す。同表には、2.3.1 項の式- 52 - 52 -（1）を用いて、平均風速データから求めた、高度 30m,50m,70m の平均風速も示している。また、NEDO 風況マップから、奥尻観測所地点の極近傍の高度 30m,50m,70m における
風速毎の出現率データを図 2.3-11～2.3-13 に示す。
表 2.3-6 米岡観測所地点の平均風速データと式（1）基づく平均風速換算値
平均風速の種別
風速計高度 (m)

観測データ

観測データに、式（1）を適用した(2003～2010 年)

平均風速の換算値

10.4

30.0

50.0

70.0

1月

7.9

9.8

10.8

11.6

平均風速

2月

7.7

9.5

10.5

11.3

(m/s)

3月

7.2

8.9

9.9

10.5

4月

5.6

6.9

7.7

8.2

5月

4.8

5.9

6.6

7.0

6月

3.7

4.6

5.1

5.4

7月

4.1

5.1

5.6

6.0

8月

4.0

4.9

5.5

5.9

9月

4.8

5.9

6.6

7.0

10 月

5.7

7.0

7.8

8.3

11 月

7.2

8.9

9.9

10.5

12 月

7.9

9.8

10.8

11.6

図 2.3-11 米岡観測所の近傍地点の地上高の 30m における風速階級出現頻度- 53 - 53 -

図 2.3-12 米岡観測所の近傍地点の地上高の 50m における風速階級出現頻度

図 2.3-13 米岡観測所の近傍地点の地上高の 70m における風速階級出現頻度- 54 - 54 -

2.3.4

アメダス奥尻観測所地点の風力発電量

ここでは、㈱東芝の 750kW 風車(モデル U57)と 2MW 風車(モデル U88E）、㈱日立製作所の 2MW 風車の 3 種の風車を対象に、アメダス奥尻観測所地点における風力発電量を検討した。
(1)㈱東芝 750kW 風車の発電量の算出
図 2.3-5 の 750kW 風車(モデル U57)パワーカーブと図 2.3-10 の風速階級出現頻度（地上高 70m）から、年間発電量を求め、表 2.3-7 に示す。また、図 2.3-4 に示した静岡大学の瀬尾研究室の「風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝ」に、表 2.3-5 の地上高 70m の月別平均風速等を入力して求めた月別発電量を表 2.3-8 に示す。
表 2.3-7 東芝 750kW 風車(U57)による発電量

表 2.3-8 東芝 750kW 風車(U57)による発電量（奥尻観測所地点:パワーカーブより）（奥尻観測所地点: 風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝより）

風速（m/s) 出力(kW)
出現率(%) 発電量(MWh)
3
19.5
6.4
10.9324
46.3
5.3
21.4965
78.0
8.4
57.3966
141.5
9.1
112.7987
222.0
9.5
184.7488
331.7
8.6
249.8909482.9
9.9
418.790
10
646.3
10.1
571.820
11
748.3
8.0
524.409
12
750.0
16.6
1,090.620
合計
設備利用率

91.9
3,242.899
49.4 (%)

月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

発電量（ｋWh)
設備利用率(%) 発電比率(%)
384,37468.9
9.69
350,989
69.6
8.85
389,31077.2
9.81
348,879
69.2
8.79
324,355
64.4
8.18
241,71848.0
6.09
249,776
49.6
6.30
249,776
49.6
6.30
303,71960.3
7.66
360,508
71.5
9.09
376,504
74.7
9.49
387,34876.9
9.76
3,967,25660.4
100.00

表 2.3-7 と表 2.3-8 の年間発電量の差は 20%程度であり、安全側の設計として、年間発電量には表 2.3-7 の結果を用いる。また、月別の発電量については、表 2.3-8 の各月の発電比率を
表 2.3-7 の年間発電量に乗じて求めることとし、その結果を表 2.3-9 に示す。
表 2.3-9 東芝 750kW 風車(U57)による発電量（奥尻観測所地点:表 2.3-7,2.3-8 より）
月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

発電量（ｋWh) 設備利用率(%)
314,19456.3
286,90456.9
318,22863.1
285,179
56.6
265,133
52.6
197,58439.2
204,17140.5
204,17140.5
248,26549.3
294,68558.5
307,760
61.1
316,625
62.8- 55 3,242,899
49.4- 55 -

(2)㈱東芝 2MW 風車の発電量の算出
図 2.3-6 の 2MW 風車(モデル U88E)パワーカーブと図 2.3-10 の風速階級出現頻度（地上高 70m）から、年間発電量を求め、表 2.3-10 に示す。また、図 2.3-4 に示した静岡大学の瀬尾研究室の「風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝ」に、表 2.3-5 の地上高 70m の月別平均風速等を入力して求めた月別発電量を表 2.3-11 に示す。
表 2.3-10 東芝 2MkW 風車(U88E)による発電量

表 2.3-11 東芝 2kW 風車(U88E)による発電量（奥尻観測所地点:パワーカーブより）（奥尻観測所地点: 風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝより）

風速（m/s) 出力(kW)
出現率(%) 発電量(MWh)
3
55.1
6.4
30.8914
75.9
5.3
35.2395
172.4
8.4
126.8596
303.4
9.1
241.8587
517.2
9.5
430.4148800.0
8.6
602.6889
1,151.7
9.9
998.800
10
1,558.6
10.1
1,378.987
11
1,862.1
8.0
1,304.960
122,000.0
16.6
2,908.320
合計
設備利用率

月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

91.9
8,059.016
46.0 (%)

発電量（ｋWh)
設備利用率(%) 発電比率(%)
1,024,996
68.9
9.69
935,970
69.6
8.85
1,038,159
69.8
9.81
930,34464.6
8.79
864,94858.1
8.18
644,58244.8
6.09
666,06844.8
6.30
666,06844.8
6.30
809,91856.2
7.65
961,355
64.6
9.09
1,004,919
69.8
9.50
1,032,927
69.4
9.76
10,580,254
60.4
100.00

表 2.3-10 と表 2.3-11 の年間発電量の差は 30%程度であり、安全側の設計として、年間発電量には表 2.3-11 の結果を用いる。また、月別の発電量については、表 2.3-11 の各月の発電比率を表 2.3-10 の年間発電量に乗じて求めることとし、その結果を表 2.3-12 に示す。
表 2.3-12 東芝 2MW 風車(U88E)による発電量（奥尻観測所地点:表 2.3-10,2.3-11 より）
月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

発電量（ｋWh) 設備利用率(%)
780,74352.5
712,93253.0
790,76953.1
708,64649.2
658,83444.3
490,98034.1
507,34634.1
507,34634.1
616,91742.8
732,267
49.2
765,45053.2
786,78452.9
8,059,016
46.0(3)㈱日立製作所 2MW 風車の発電量の算出
図 2.3-7 の 2MW 風車(モデル U93)パワーカーブと図 2.3-10 の風速階級出現頻度（地上高 70m）から、年間発電量を求め、表 2.3-13 に示す。また、図 2.3-4 に示した静岡大学- 56 -- 56 -

の瀬尾研究室の「風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝ」に、表 2.3-5 の地上高 70m の月別平均風速等を入力して求めた月別発電量を表 2.3-14 に示す。
表 2.3-13 日立製作所 2MkW 風車による発電量

表 2.3-14 日立製作所 2kW 風車による発電量（奥尻観測所地点:パワーカーブより）（奥尻観測所地点: 風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝより）
月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

風速（m/s) 出力(kW)
出現率(%) 発電量(MWh)
4
62.0
5.3
28.7855
168.0
8.4
123.6216
320.0
9.1
255.0917
516.0
9.5
429.4158
771.0
8.6
580.84191083.09.9939.221101417.010.1
1,253.705
111727.08.0
1,210.282
12
1913.016.6
2,781.808
合計
設備利用率

85.5
7,602.769
43.4 (%)

発電量（ｋWh)
設備利用率(%) 発電比率(%)
936,471
62.9
10.30
849,572
63.2
9.34
932,76562.7
10.26
802,05555.7
8.82
719,13048.3
7.91
495,06834.4
5.44
511,570
34.4
5.63
511,570
34.4
5.63
666,350
46.3
7.33
828,79055.7
9.11
901,02762.6
9.91
940,016
63.2
10.34
9,094,384
51.9
100.00

表 2.3-13 と表 2.3-14 の年間発電量の差は 30%程度であり、概ね年間発電量の得られたものと考えられるが、安全側の設計として、年間発電量には表 2.3-13 の結果を用いる。また、月別の発電量については、表 2.3-14 の各月の発電比率を表 2.3-13 の年間発電量に乗じて求めることとし、その結果を表 2.3-15 に示す。

表 2.3-15 日立製作所 2MW 風車による発電量（奥尻観測所地点:表 2.3-13,2.3-14 より）
月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

発電量（ｋWh) 設備利用率(%)
782,87652.6
710,22952.8
779,77852.4
670,506
46.6
601,18240.4
413,86928.7
427,66528.7
427,66528.7
557,05938.7
692,85646.6
753,24552.3
785,83952.8
7,602,769
43.4- 57 - 57 -

2.3.5

アメダス米岡観測所地点の風力発電量

ここでは、㈱東芝の 750kW 風車(モデル U57)と 2MW 風車(モデル U88）、㈱日立製作所の
2MW 風車の 3 種の風車を対象に、アメダス米岡観測所地点における風力発電量を検討した。
(1)㈱東芝 750kW 風車の発電量の算出
図 2.3-5 の 750kW 風車(モデル U57)パワーカーブと図 2.3-13 の風速階級出現頻度（地上高 70m）から、年間発電量を求め、表 2.3-16 に示す。また、図 2.3-4 に示した静岡大学の瀬尾研究室の「風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝ」に、表 2.3-6 の地上高 70m の月別平均風速等を入力して求めた月別発電量を表 2.3-17 に示す。
表 2.3-16 東芝 750kW 風車(U57)による発電量

表 2.3-17 東芝 750kW 風車(U57)による発電量（米岡観測所地点:パワーカーブより）（米岡観測所地点: 風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝより）

風速（m/s) 出力(kW)
出現率(%) 発電量(MWh)
3
19.5
6.2
10.5914
46.3
8.4
34.069578.0
10.0
68.3286
141.5
10.5
130.1527
222.0
9.7
188.638
8
331.7
10.0
290.5699482.9
9.3
393.409
10
646.3
8.9
503.881
11
748.3
6.4
419.527
12
750.0
10.1
663.570

月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

合計
設備利用率

89.5
2,702.734
41.1 (%)

発電量（ｋWh)
設備利用率(%) 発電比率(%)
384,552
68.9
10.94
344,71768.4
9.81
370,356
73.5
10.53
296,50958.8
8.43
254,60750.5
7.24
164,280
32.6
4.67
203,223
40.3
5.78
197,753
39.2
5.63
246,39448.9
7.01
310,16261.5
8.82
358,409
71.1
10.20
384,55276.3
10.94
3,515,514
53.5
100.00

表 2.3-16 と表 2.3-17 の年間発電量の差は 30%程度であり、概安全側の設計として、年間発電量には表 2.3-16 の結果を用いる。また、月別の発電量については、表 2.3-17 の各月の発電比率を表 2.3-16 の年間発電量に乗じて求めることとし、その結果を表 2.3-18 に示す。
表 2.3-18 東芝 750kW 風車(U57)による発電量（米岡観測所地点:表 2.3-16,2.3-17 より）
月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

発電量（ｋWh) 設備利用率(%)
295,64453.0
265,01952.6
284,73056.5
227,957
45.2
195,74238.8
126,29925.1
156,23831.0
152,033
30.2
189,42837.6
238,45347.3
275,54654.7
295,64458.7
2,702,734
41.1- 58 - 58 -

(2)㈱東芝 2MW 風車の発電量の算出
図 2.3-6 の 2MW 風車(モデル U88E)パワーカーブと図 2.3-13 の風速階級出現頻度（地上高 70m）から、年間発電量を求め、表 2.3-19 に示す。また、図 2.3-4 に示した静岡大学の瀬尾研究室の「風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝ」に、表 2.3-6 の地上高 70m の月別平均風速等を入力して求めた月別発電量を表 2.3-20 に示す。
表 2.3-19 東芝 2MkW 風車(U88E)による発電量

表 2.3-20 東芝 2kW 風車(U88E)による発電量（米岡観測所地点:パワーカーブより）（米岡観測所地点: 風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝより）

風速（m/s) 出力(kW)
出現率(%) 発電量(MWh)
3
55.1
6.2
29.926475.9
8.4
55.8505
172.4
10.0
151.022
6
303.4
10.5
279.0677
517.2
9.7
439.475
8
800.0
10.0
700.800
9
1,151.7
9.3
938.26710
1,558.6
8.9
1,215.147
11
1,862.1
6.4
1,043.968
122,000.0
10.1
1,769.520
合計
設備利用率

月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

89.5
6,623.043
37.8 (%)

発電量（ｋWh)
設備利用率(%) 発電比率(%)
1,025,472
68.9
10.94
919,247
68.4
9.81
987,61766.4
10.53
790,69154.9
8.43
678,95345.6
7.24
438,080
30.4
4.67
541,92836.4
5.78
527,34235.4
5.63
657,05145.6
7.01
827,098
55.6
8.82
955,759
66.4
10.20
1,025,472
68.9
10.94
9,374,710
53.5
100.00

表 2.3-19 と表 2.3-20 の年間発電量の差は 40%程度であり、安全側の設計として、年間発電量には表 2.3-19 の結果を用いる。また、月別の発電量については、表 2.3-20 の各月の発電比率を表 2.3-19 の年間発電量に乗じて求めることとし、その結果を表 2.3-21 に示す。

表 2.3-21 東芝 2MW 風車(U88E)による発電量（米岡観測所地点:表 2.3-19,2.3-20 より）
月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

発電量（ｋWh) 設備利用率(%)
724,47548.7
649,42948.3
697,73146.9
558,60738.8
479,667
32.2
309,495
21.5
382,86125.7
372,55625.0
464,193
32.2
584,32839.3
675,22446.9
724,47548.7
6,623,043
37.8(3)㈱日立製作所 2MW 風車の発電量の算出
図 2.3-7 の 2MW 風車(モデル U93)パワーカーブと図 2.3-13 の風速階級出現頻度（地上高 70m）から、年間発電量を求め、表 2.3-22 に示す。また、図 2.3-4 に示した静岡大学の瀬尾研究室の「風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝ」に、表 2.3-6 の地上高 70m の月別平均風速等を入力して求めた月別発電量を表 2.3-23 に示す。
- 59 - 59 -

表 2.3-22 日立製作所 2MkW 風車による発電量

表 2.3-23 日立製作所 2kW 風車による発電量（米岡観測所地点:パワーカーブより）（米岡観測所地点: 風力発電予測ｼﾐｭﾚｰｼｮﾝより）

風速（m/s) 出力(kW)
出現率(%) 発電量(MWh)
4
62.0
8.4
45.6225
168.0
10.0
147.168
6
320.0
10.5
294.3367
516.0
9.7
438.456
8
771.0
10.0
675.39691083.09.3
882.298101417.08.9
1,104.750
111727.06.4
968.225
12
1913.010.1
1,692.546

月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

合計
設備利用率

83.3
6,248.797
35.7 (%)

発電量（ｋWh)
設備利用率(%) 発電比率(%)
910,61061.2
11.74
812,54460.5
10.48
860,598
57.8
11.10
645,65844.8
8.33
524,39435.2
6.76
301,36520.9
3.89
392,307
26.4
5.06
378,806
25.5
4.88
507,47835.2
6.54
677,968
45.6
8.74
832,837
57.8
10.74
910,61061.2
11.74
7,755,175
44.3
100.00

表 2.3-13 と表 2.3-14 の年間発電量の差は 20%程度であり、安全側の設計として、年間発電量には表 2.3-22 の結果を用いる。また、月別の発電量については、表 2.3-23 の各月の発電比率を表 2.3-22 の年間発電量に乗じて求めることとし、その結果を表 2.3-24 に示す。

表 2.3-24 日立製作所 2MW 風車による発電量（米岡観測所地点:表 2.3-22,2.3-23 より）
月
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
合計

発電量（ｋWh) 設備利用率(%)
733,73249.3
654,71448.7
693,43446.6
520,24436.1
422,535
28.4
242,82716.9
316,10521.2
305,226
20.5
408,905
28.4
546,27836.7
671,06546.6
733,732
49.3
6,248,797
35.7- 60 - 60 -

2.3.6

風力発電所の概略設計

2.3.4 項、2.3.5 項で行った奥尻観測所地点と米岡観測所地点の風力発電量の結果をまとめ、表 2.3-25 に示す。風力発電の平均的な設備利用率は 20％程度であるから、両地点の設備利用率が極めて高いことが認められ、風力発電の候補地としており、特に奥尻観測所地点は有力な候補地点といえる。また、必要に応じて複数の風車を干渉しない位置に配置すれば、相当な発電規模の風力発電が可能になるものと推察される。
風車のコストについては、複数のメーカーに質問したところ、2MW 風車の初期コストは3～3.5 億円程度、建設費込みで 5～7 億円程度との回答であった。

表 2.3-25

風力発電量の検討結果一覧

風車

項目

奥尻観測所 米岡観測所

東芝
750kW

年発電量(MWh)

3,242.9

2,702.7

設備利用率（%)

49.4

41.1

東芝
2MW

年発電量(MWh)

8,059.0

6,623.0

設備利用率（%)

46.0

37.8

日立
2MW

年発電量(MWh)

7,602.8

6,248.8

設備利用率（%)

43.4

35.7

- 61 - 61 -2.4

電力需給量調整設備の設計検討

2.4.1 電力需給量調整に資する電力設備･装置の現状技術の調査
奥尻島の新設の電力設備として、新規に地熱発電所、風力発電所の設計検討を行っている。このうち、地熱発電はベースロードになりうるが、風力発電は出力変動が大きく、電力需要量も昼夜および季節ごとの変動がある。このため、電力需要量に応じた電力供給を行うことが必要であり、発電量が電力需要量より大きい時は余剰電力を貯蔵し、発電量が不足する時は発電して、電力需給量を調整する電力需給量調整設備が必要になる。
ここでは、離島の電力需給量調整設備として、水力発電（海水揚水発電）、圧縮空気貯蔵・発電（CAES）および蓄電池の３つを取り上げ、技術内容や技術レベルを調査する。
(1)水力発電（海水揚水発電）の技術調査と奥尻島での適用案(1-1)既存技術調査
揚水発電は、需要の少ない深夜の電力を使用して下池の貯留水を上池に汲み上げておき、需要の多い昼間に汲み上げた水で発電を行うもので石炭火力、原子力等の石油代替
ベース電源の効率化、ピーク対応、負荷平準化、周波数調整および電圧維持等系統安定化電源である。この揚水発電所の構造と発電中と揚水中の水の動きの概要を図2.4-1に示す。

図 2.4-1

揚水発電概念図（出所：揚水発電，JSCE Vol.84，Dec.1999）
海水揚水発電は、図2.4-1の揚水発電所の下部調整池として海を利用し、淡水ではな
く海水を汲み上げて発電する方式である。通商産業省は昭和56 年度から海水揚水発電技術に関する基礎検討等を実施し、平成11 年3 月に海水揚水発電技術を検証するため
沖縄県国頭村美作地点に実証プラント（沖縄やんばる海水揚水発電所）を建設した。発
電所断面図を図2.4-2 に示しているが、最大使用水量は26m 3 /s、有効落差136mを利用し、最大出力3万kWの世界初の海水揚水発電所である。上部調整池は有効貯水量546,000m3 、発電所は地下約150mに位置し、幅16m、高さ32m、長さ40mの空洞内に設けられている。
パイロットプラントの諸元を表2.4-1 に示す。この実証プラントは5 年間の試験運転が行われ，水車等金属材料の防食効果，貝類の付着状況，飛散塩分の周辺環境への影響等
を調べ、海水揚水発電技術を総合的に検証することを目指したものである。

- 62 - 62 -（出所：現場を訪ねてー沖縄海水揚水発電所，土と基礎，42-10，1994）(出所：J-POWER

沖縄やんばる海水揚水発電所（沖縄県国頭村）

http://www.doboku-watching.com/index.php?Kiji_Detail&kijild=195)

図 2.4-2 沖縄やんばる海水揚水発電所- 63 - 63 -

表 2.4-1 沖縄やんばる海水揚水発電所の諸元（出所：現場を訪ねてー沖縄海水揚水発電所，土と基礎，42-10，1994）
項
発電計画

上部調整池

水路
発電所

目

諸元
3

最大使用水量26 m /秒

有効落差
最大出力

136m
30,000 kW

型式

振込式

形状
規模

八角形 貯水面積 46,000 m2
周長 848m，水深 23m，最大幅 252m

満水位

標高 152m

低水位
貯水容量

標高 132m

水圧管路

内径 2.4m，延長 314m

放水路

内径 2.7m，延長 205m

寸法
ポンプ水車

幅 16.4m×高さ 32.8m×長さ 40.4m
立軸フランシス型

発電電動機

立軸交流励磁型

送電線

ゴムシート表面者水590,000 m3

66kV，1 回線，延長約 18km

この発電所の特筆すべき事項として、次の 3 点が挙げられる。
(1) 上池に、海水の地盤への浸透防止対策として、世界で初めて EPDM ゴムシートによる表面遮水方式を採用した。
(2) 水圧管路に、防食性に優れ海生生物が付着しにくい FRP(M)管を揚水発電所として国内で初めて採用した。
(3) 上池周辺および放水口周辺の海域など周辺環境の保護のため、工事区域外周に小動物進入防止柵を設置し、小動物が自力脱出できる傾斜側溝を併設した。さらに、在来植生を使ったビオトープの創成等を試行した
これらの技術は、揚水発電所の立地拡大技術の確立と環境との調和を目指したモデル
ケースとして電力土木の発展に大きな役割を果たすと共に、土木技術全体の発展に寄与するものと認められ平成 11 年度土木学会技術賞を受賞した。
(1-2)奥尻島での適用案【提供：風揚水発電システムに関する勉強会】
奥尻島を対象とした風力発電と海水揚水発電を組み合わせた「風揚水発電システム」
が、北海道の“風揚水発電システムに関する勉強会”で検討されている。ここでは、その検討結果を紹介する。
候補地点は、奥尻島北部西側の海に面した稲穂地区であり、設備構成は、風力発電 2,000kW、
海水揚水発電 800kW (使用水量 2.10m3 /s、有効落差 49m)、揚水ポンプ 3 台である。この風
揚水発電システムの奥尻島での導入イメージを図 2.4-3 に示す。また、海水揚水発電所の概算工事費については、22～23 億円程度と試算されている。この概算工事費には、土地補償費・建築関係・仮設備費等、土木関係（発電用水路、揚水用水路、調整池、機械基礎等）- 64 - 64 -

および電気関係（水車発電他、揚水ポンプ他）の設備費・工事費が含まれている。

図 2.4-3 風揚水発電システムの奥尻島への導入イメージ（提供：風揚水発電システムに関する勉強会）(2)CAES の技術調査(2-1)既存技術調査
圧縮空気エネルギー貯蔵(CAES)には、圧縮空気貯蔵ガスタービン発電(CAES-GT)、等
温圧縮空気蓄電システム（i-CAES）および断熱圧縮空気蓄電システムなどがある。これ
らは、余剰電力を用いてコンプレッサーで圧縮した空気を地下洞またはタンクに貯蔵しておき、昼間等の電力が必要な際に圧縮空気を燃料とともに燃焼させ、ガスタービンを回して発電する、又は圧縮空気を解放し発電するものである。このような圧縮空気エネ
ルギー貯蔵(CAES:Compressed Air Energy Storage)技術は、揚水発電や LNG 複合火力より発電単価が低くなる可能性があり、負荷平準化に有効な技術として、欧米では既に実績があり信頼性が高いと言われている。
CAES-GT 発電については、1990 年代まで揚水発電の役割を担う大規模かつ高効率なエ
ネルギー貯蔵技術として開発が進められてきた。通常のガスタービン発電システムとCAES-GT ガスタービン発電システムを図 2.4-4 に示す。CAES-GT 発電システムでは、貯蔵していた圧縮空気を使用するので、発電時ではタービン出力がすべて発電に使用されるので、通常のガスタービンに比べて２倍以上の電気出力を得ることができる。
わが国でも、CAES-GT に対する調査研究が進められてきており、地下貯槽の気密性確保の方式として、ライニング方式と水封方式の実証実験が行われている。ライニング方式の実証実験は、経済産業省によって、1998 年 1 月から 2000 年 9 月に北海道上砂川町- 65 - 65 -の三井砂川炭鉱跡地の地表下 450m 付近に設置した地下貯槽（1,600m3 ）で行われた。出
力は 2MW のゴムライニング方式であり、圧縮空気貯蔵圧力（運用圧力）は 4～8MPa であった。実証実験位置およびパイロットプラント位置図を図 2.4-5 に、地下貯槽を図 2.4-6に示す。また、地下貯槽の仕様を以下にまとめる。

図 2.4-4 CAES-GT の原理（出所：中川加明一郎，iEEJ Journal, Vol.123,No.5，2003）
・出力：2,000ｋＷ
・発電時間：4 時間
・圧縮空気充填時間：10 時間
・圧縮空気貯蔵方式：変圧方式
・気密方式：ゴムライニング方式
・圧縮空気貯蔵圧力：4～8MPa（運用圧力）・貯蔵容量：約 1,600ｍ ３・地下貯槽内径：φ6ｍ，延長：57ｍ
事前の原位置気密試験（内圧 0.9MPa）では、概ね 1 日あたり 0.5～0.6%程度の外部への漏洩が記録されたが、気密シートの溶着部およびマンホール鋼材とシートの結合部から気泡が発生することが実証実験後に判明した。その結果、気密シート素材そのものには問題はなく、0.5%／日の漏気量は発電運転上で支障ないと評価された。
水封式の圧縮空気貯蔵は、ガスタービン発電に必要な高圧空気を夜間・オフピーク時の安価な電気で製造し、地下空洞に地下水圧で封じ込め、昼間･ピーク時等に発電に利用するものである。この水封式 CAES については、電力中央研究所によって、1998 年から 2002 年に、神岡鉱山で実証実験（約 2MPa の地下水圧条件）が行われている。実証実験用の空洞等の概要を図 2.4-7 に示す。今回の実証実験に利用する坑道は、かつて探鉱工事の際に掘削されたものであり、現在は使用されず通常は水没している。本実証実験
計画では、この水没坑道を利用し、これより新たに横坑(約 3m×3m×50m)を掘削することにより実験用の貯槽空洞を設けることとした。入口部にはプラグを設置することにより貯槽部を設けている。実験貯槽設置後、坑口まで水没することにより水封に必要な地下水圧を確保し、約 20 気圧あるいはそれ以上の圧縮空気の貯蔵実験を行い、岩盤および地下水の諸特性を明らかにすることが、本実験のねらいであった。

- 66 - 66 -

図 2.4-5

上砂川町位置およびパイロットプラント位置図

図 2.4-6

パイロットプラントの地下貯槽の構造図

今回の実証実験（現場実験）では 、周辺の 坑道 およびボーリ ングでの 事前調査の 後、実験用貯槽空洞の掘削を行い、空洞周辺にはボーリング孔内に間隙水圧計を埋設し、水封方式に不可欠な地下水挙動を把握すべく、地下水挙動の観測を実施した。また、圧縮空気貯蔵実験時に考えられる漏洩経路の特性に関して、空洞周辺のボーリング孔から注水/注気して貯槽空洞内での漏水/漏気箇所の調査を行うことにより、岩盤の透気特性等に関する基礎データを得ることができた。周辺の地下水圧以下と地下水圧以上での圧縮
空気貯蔵実験を行い、トンネル形式の貯槽において、水封方式の高圧空気貯蔵の可能性を実証した。
- 67 - 67 -

図 2.4-7

水封式 CAES の実証実験概要図（出所：水封式圧縮空気貯蔵(CAES)実証実験，岩の力学ニュース，No.57）
次に、断熱圧縮空気蓄電システム（スクリュー式 A-CAES：空圧電池）については、近年調査研究が精力的に行われてきている。この A-CAES は、オイルフリー圧縮空気を用いたクリーンでグリーンな電力貯蔵システム・冷熱電供給システムとして、風力発電や太陽光発電などの変動電力を効率よく電力貯蔵し、変動する放電指令電力に応じて系統へ電力供給することが可能な蓄電池とみなされるものである。A-CAES の一種である空圧電池（神戸製鋼所の登録商標）の資料によれば、表 2.4-2 のように、空圧電地はリチウ
ムイオン電池など化学的な電池と比べてまだ効率は劣るものの、安全性や寿命など優れた点もある。また電気の出力と充放電の時間が変更しやすく、圧縮機と発電機が独立しているので、充電と放電を同時にできる利点もある。また、発電量が不安定な風力発電などで要求される平滑化やピークカット機能を満足させるためには、変動発電電力に応じて空圧電池が追随して俊敏に放電発電する機能が必要になる。このため発電用のエアタービンには回転速度を１秒で１０％制御できる容積型スクリューエアタービンを使用しており、発電能力を要求に応じ１０～１００％で自在に回転数制御が可能とのことである。
神戸製鋼所は NEDO の助成を受け、早稲田大学やエネルギー総合工学研究所と協力して今年 6 月から実用化に向けて本格的な研究に乗り出しており、500kW を標準ユニットにして、静岡県内に 1,000kW の実証機を設置している（図 2.4-8）。実証機は、オイル
フリータイプのスクリュー圧縮機、スクリュー発電機、熱貯蔵タンク、空気貯蔵タンク等からなる。2016 年秋以降に稼働させている。なお、コストは試験機ベースでは１キロ
ワット時当たり 30 万円以上だが、将来的には１キロワット時当たりでは数万円になる見込みとのことであった。
- 68 - 68 -

表 2.4-2 空圧電池と 2 次電池の主な性能比較【出所：神戸製鋼所の資料より】

図 2.4-8 神戸製鋼所が開発に着手した空圧電池ユニットのイメージ図【出所：2015 年 6 月 19 日 KOBELCO プレスリリース資料より】(2-2)奥尻島での適用案
CAES の奥尻島での適用案については、A-CAES の一種である空圧電池の設備構成を基本とするが、貯槽は地下貯槽とし、貯蔵電源 1,000kW×8 時間の条件で適用方法を概略検討した。水封式については、定圧式貯蔵方式と変圧式貯蔵方式の概要を図 2.4-9 と図
2.4-10 に、ライニング変圧式の概要を図 2.4-11 に示す。
水封式(変圧式貯蔵方式)については、図 2.4-10 にも記したように、力学的・水理学
的に非定常な状態が継続し、挙動評価が複雑であるため、適用は難しいものと考える。
また、水封式(定圧式貯蔵方式)は、離島での立地のため、水位低下の恐れがないなどの利点がある一方、塩水楔からの塩水流入が懸念されるので、離島の海岸近傍での適用は難しいと考えた。したがって、奥尻島での適用案については、ライニング変圧式が最も適するものと考えられる。

- 69 - 69 -

ヘッドタンク

発電プラント特徴• 空気貯槽に圧縮空気を貯める• 通水管により水圧を一定に保持• 空気貯蔵により貯槽内の水が排水され、ヘッドタンクに貯留▽地下水位

サービス立坑利点• 内圧変動が無いので、圧縮発電の繰り返しによる力学的・水理学
的な変動がほとんど発生しない。

内圧相当以上の全水頭差が確保可能な設置深度を確保する
1MPaならば100m+αの深度が必要

課題点• 地上に大規模なヘッドタンクが必要となる。ただし、ヘッドタンクに、湖沼や海を活用すれば効果的

通気管
通水管
プラグ

図 2.4-9

空気貯槽

約7,000m3

水封式（定圧式貯蔵方式）の適用案概要（提供：電源開発㈱）発電プラント特徴• 空気貯槽に圧縮空気を貯める• 最大内圧を考慮した深度に空気貯槽を設置• 圧縮・発電により内圧が変動▽地下水位

サービス立坑利点• 設備構成がシンプルである。

内圧相当以上の全水頭差が確保可能な設置深度を確保する
500m＠４MPa

課題点• 定圧式と最大内圧を同一とすれ
ば、空気貯槽容量が大きくなる。
• もしくは容量を同一とするならば、最大内圧が高くなり設置深度が深くなる。
• 力学的・水理学的に非定常な状態が継続し、挙動評価が複雑である。望ましくない。

図 2.4-10

通気管
プラグ

空気貯槽

約2,200m3@0.5～4MPa

水封式（変圧式貯蔵方式）の適用案概要（提供：電源開発㈱）- 70 - 70 -

発電プラント

発電プラント

横坑式

立坑式

内圧による地山の浮き上がりを抑制可能な深度に設置する。 （70m程度？）

ライニングは岩盤負担を考慮した合理的な構造とする。

約2,200m3@0.5～4MPa

図 2.4-11

約2,200m3@0.5～4MPa

ライニング式（変圧貯蔵方式）の適用案概要（提供：電源開発㈱）いま、図 2.4-11 のライニング式（変圧貯蔵方式）の横坑式で、超概算工事費を検討してみる。掘削ボリュームは、次の通りである。また、立坑の掘削単価については、シールドの発進立坑の掘削単価 10～20 万円/m3 を参考とし、10 万円/m3 と仮定する。貯槽（横穴式）の掘削単価については、3～4 万円/m 3 と想定されるが、ライニング材等があるため、3 万円/m3 ×（安全率）5＝15 万円/m3 と仮定する。
・立坑（地表～プラグ下端：70m）：掘削径φ8.0m(仕上径φ6.0m)→（プラグ拡幅部は考慮せず）掘削ボリューム 約 3,500m3※3,500m3 ×(支保工込の単価：想定)10 万円/ m3 ＝3.50 億円
・貯槽（空気貯槽部：約 2,200m3 ）：掘削径φ8.0m(仕上径φ6.0m)×78ｍ→掘削ボリューム 約 3,900m3※3,900m3 ×(支保工/ライニング材込の単価：想定)20 万円/ m3 ＝5.85 億円★ライニング式（変圧貯蔵方式）の横坑式の超概算工事費：9.85 億円
したがって、発電プラントや補機および配管類等の工事費については、現時点では検討していないが、10 億以内と想定されるので、ライニング変圧式圧縮空気貯蔵発電の概算
工事費は 20 億円以下とみなすことができるものと考える。
(3)蓄電池の技術調査(3-1)既存技術調査「蓄電池」は、電気を貯めたり使ったりできる装置であり、蓄電は電気を蓄えておくことができることを意味する。また、蓄電池は、充放電を繰り返し行うことができるので、二次電池・バッテリーともいう。
- 71 - 71 -

エネルギー分野で利用可能な蓄電池（二次電池）は、主に①鉛電池、②NaS 電池（ナトリウム・硫黄電池）、③ニッケル水素電池、④リチウムイオン電池、の 4 種類である。
これら 4 種類の特徴用途をまとめ、表 2.4-3 に示すと共に、蓄電池の性能比較を表 2.4-4に、コスト比較を表 2.4-5 に示す。これらの図表によれば、それぞれの蓄電池に利用メリットがあるが、NaS 電池はエネルギー密度、エネルギー効率および寿命などを総合するとコンパクト化や高性能化は優れており、コスト的には相当安価であることがわかる。
このため、大規模電力貯蔵に適し、コスト面でも優位な NaS 電池に注目する。
表 2.4-3 主な蓄電池の特徴と用途（出所：蓄電池バンク ホームページより。一部改変）
種類

特徴

用途

鉛電池

正極に二酸化鉛、負極に鉛、電解液に希硫酸を・自動車のバッテリー

用いた電池。低コストで安全性・信頼性に優れ・フォークリフト等電動車の

ている。

主電源
・バックアップ電源

NaS 電池正極に硫黄、負極にナトリウム、固体電解質に・大規模電力貯蔵

ベータアルミナを用いた電池。約 300 度の運転・負荷平準化・系統安定化

温度が必要だが、長寿命・高密度・低価格。

・バックアップ電源

ニッケル

正極にオキシ水酸化ニッケル、負極に水素吸蔵

・充電式電池

水素電池

合金、電解液にアルカリ水溶液を用いた電池。 ・ハイブリッドカー
常温で作動し、急速充放電が可能。

・鉄道システム用の地上逐電
設備

リチウム
イオン
電池

正極に硫黄、負極にナトリウム、電解質にβ-・モバイル機器のバッテリー

アルミナを用いた電池。充放電ロスがなく、高・電気自動車への搭載

出力。

・電力貯蔵などの用途

表 2.4-4 主な蓄電池の性能比較（出所：蓄電池技術の現状と取組について，資源エネルギー庁，平成 21 年 2 月）

- 72 - 72 -

表 2.4-5 主な蓄電池のコスト比較（出所：蓄電池技術の現状と取組について，資源エネルギー庁，平成 21 年 2 月）

NaS 電池は日本ガイシが世界で初めて実用化したメガワット級の電力貯蔵システムであり、鉛蓄電池の約 3 分の 1 のコンパクトサイズで、長期にわたって安定した電力供給が可能である。また、風力発電や太陽光発電などは気象に左右され出力変動が大きいが、この変動を NaS 電池の充放電で吸収し、電気供給を安定化させることができる。この電力供給安定化の概要を図 2.4-12 に示す。また、風力発電所における NaS 電池の導入例を図 2.4-13 に示す。さらに、日本ガイシのホームページより、コンテナ型とパッケー
ジ型の NaS 電池の製品情報について整理する。コンテナ型とパッケージ型の仕様を表
2.4-6、配置図を図 2.4-14 に示す。

図 2.4-12 NaS 電池による出力安定化（出所：日本ガイシ- 73 - 73 -ホームページ）図 2.4-13 NaS 電池の導入事例（出所：蓄電池技術の現状と取組について，資源エネルギー庁，平成 21 年 2 月）
表 2.4-6 NaS 電池の製品仕様（出所：日本ガイシ ホームページ。一部改変）
項目

コンテナ型

パッケージ型

定格出力

800kW

1,200kW

定格容量4,800kWh

8,640kWh構成

コンテナ

30kW モジュール×40 台(33kW モジュール×6 台)×４基
寸法

6.5W×5.6D×5.5H (m)10.2W×4.6D×4.8H (m)最小規模

600kW(コンテナ３基)

600kW※ 期待寿命：15 年 (4,500 サイクル）
次に、NaS 電池の導入検討に対して、留意点を列挙する。
【NaS 電池の設備容量】
例えば、風力発電の平準化等場合、風力発電設備容量の 1/2～1/3 程度。
【NaS 電池のコスト等】
・表 2.4-5 によれば、kW 単価は 24 万円であるが、電池ユニットのみと価格で、受変電設備と交直変換機が必要になる。これら合計のコストが必要である。
・図 2.4-13 の二又風力発電所では、NaS 電池 34MW の初期コストは約 100 億円で、制御装置を含んだ額である。これより、kW 単価は 29.4 万円であるが、スケールメリットが現れたものと考えられる。
【関係法規】
電気事業法、消防法、建築基準法が関係する。特に、NaS 電池設備の設置の手続きにおいては消防法が重要であり、保有空地（3m 以上）、消化設備（一般〔第 5 種〕消火設
備で可）、制御監視（遠隔制御監視で可）の規制がある。

-- 74
74 --

コンテナ型パッケージ型

図 2.4-14 NaS 電池の配置図（出所：日本ガイシ ホームページ。一部改変）(3-2)奥尻島での適用案
いま、CAES と同様に、耐用年数 50 年程度、出力 1,000kW、貯蔵容量 8,000kWh 程度の条件とすることとし、NaS 電池では、パッケージタイプの定格出力 1,200kW，定格容量8,640kWh を導入する場合を想定した。以下、NaS 電池の kW 単価を仮定し、超概算のコストを試算する。その結果、概算コストは、19～24 億円程度と考えられた。
【NaS 電池の kW 単価】
・表 2.4-5 によれば、電池ユニットのみ価格で kW 単価は 24 万円であり、図 2.4-13の二又風力発電所では、NaS 電池 34MW の初期コストは約 100 億円（制御装置を含んだ額）で、kW 単価は 29.4 万円であり、スケールメリットが現れたものと考えられる。1MW 程度の小規模な施設であれば、制御装置を含まない条件でも、電池ユニットのみの kW 単価は 30 万円程度と仮定した。
・「電池ユニット」＋「変電設備」＋「交直変換機」の初期コスト（kW 単価）は 40
万円、これに「制御装置」と「建設費」を加えた場合は 50 万円と仮定した。
- 75 -- 75 -

【パッケージタイプの定格出力 1,200kW，定格容量 8,640kWh を導入に対するコスト試算】
・耐用年数 50 年÷NaS 電池期待寿命 15 年＝3.3 回→4 回更新とする。
・蓄電池システムの初期単価(建設費は含まず 40 万円/ｋW)→建設費込想定 50 万円/kW
概算コスト（制御装置・建設費含まず） 40 万円/kW×1,200kW×4 回=19.2 億円
概算コスト（制御装置・建設費含む）

50 万円/kW×1,200kW×4 回=24.0 億円- 76 - 76 -

2.4.2 電力需給量調整設備の選定と設計内容の検討
ここでは、既存の電力施設の位置づけと新設の地熱発電所・風力発電所の関係を検討し、余剰電力の貯蔵とピーク対応が可能な電力需給量調整設備を検討する。電力需給量調整設
備としては、2.4.1 項で技術調査した海水揚水発電、CAES および NaS 電池に加え、奥尻発電所の比較的新しい発電機を利用も考慮して検討する。
(1)既設の発電設備
既設の発電設備を表 2.4-7～表 2.4-9 に示す。合計最大出力は 5,380kW である。
表 2.4-7

北海道電力・奥尻発電所の発電出力内訳（認可出力 4,000KW）

発電機名

出力 kW

ディーゼルエンジン

発電機

設置年

5 号機

750

新潟鉄工

三菱電機

昭和 52 年（1977）

6 号機

750

新潟鉄工

三菱電機

平成 2 年（1990）

7 号機

1,000

ダイハツディーゼル

明電舎

平成 9 年（1997）

8 号機

750

ダイハツディーゼル

西芝電機

平成 22 年（2010）

9 号機

750

ダイハツディーゼル

西芝電機

平成 25 年（2013）

表 2.4-8 三菱電機 IPP 発電所の発電出力
発電機名
1 号機

出力 kW

ディーゼルエンジン

発電機

設置年

1,210

ダイハツディーゼル

三菱電機

平成 16 年 11 月(2004 年)

IPP(15 年契約)
表 2.4-9 ホヤ石川発電所の発電出力
認可出力 kW

使用水量 m 3 /s

有効落差 m

水車

設置年

170

0.18

134.44

ベルトン水車

昭和 36 年(1961 年)(2)電力需給量調整設備の選定
ディーゼル発電機は、始動性がよく、常時変動する電力需要による負荷に対し、安定電力を出力できるので、簡単にブレーカーが落ちないという特徴を持ち、そのタフな造りから長期使用が可能である。このため、奥尻島の最終的な電源は再生化エネルギー率100％を究極の目標とするが、移行は段階的に行うことが合理的と考えられるので、奥尻発電所の比較的新しい発電機（6 号機～9 号機）の活用も想定する。
電力需給量調整設備については、2.4.1 項の調査結果を基に、開発状況、奥尻島での導入おける機能面での適用性・経済性および環境性/安全性の 4 項目で奥尻島での導入に対する妥当性を評価し、選定する。その評価結果を表 2.4-10 にまとめるが、本調査研究では、電力需給量調整設備には、断熱圧縮空気蓄電システム（A-CAES）を選定し、貯槽は地下貯槽でライニング式・変圧貯蔵とした。

- 77 - 77 -

- 78 -

- 78 -

環境性/安
全性

経済性

電気需給
量調整設
備として
の機能性

総合評価

奥
尻
島
へ
の
導
入
の
場
合

○ 沖縄やんばる海水揚水発電所での開発状況への追随性がよく、発電能力を要求に応じたタービンの回転数制御が可能で、需給量変動への対応が可能。貯蔵容量が満杯となれば、貯蔵空気を放出すればよく、オペ

きい風力発電では、上池に揚水できる余剰電力に制約があり、貯蔵効率は低いと推定。貯蔵効率向上には、蓄電池等の併設が必要と推測。長時た 時 の対 応 が 必 要 。出 力 変 動 等への対応性は比較的良い。

あ る が、 貯 蔵 容 量 が満 杯 に な っ○全 て の 余剰 電 力 の貯 蔵 が 可能で万ｋW までの適用実績あり。

◎ 製品化されており、数百 kW～数

防 法 ） が 必 要 。 作 動 温 度 は 280

り、景観や環境への影響は小。

ど、適用方法に課題。

力 で ある が 、 環 境 性や 安 全 性 に難点。

機能性や環境性・安全性も長所。

△製 品 化 され て お り、 実 用 面で有コストダウン、製品化が期待可能。

○実証実験中であるが、近い将来の

危 険 物一 般 取 扱 所 設置 許 可 （ 消

上設備は発電プラントだけであへの影響は小さく、安全性は高い。

△小規模施設・風力発電との組合せな

棄 等 があ る 。 火 災 事例 が あ り 、

フリーのクリーンなシステム。地

景観への影響があるが、比較的環境～360℃である。

×耐 用 年 数が 短 く 電 池 ・ 施設 の 廃水と同程度のコストと推定。

期 間 の利 用 を 考 え ると 、 海 水 揚◎A-CAES のうち空圧電地は、オイル

い将来コストダウンが期待可能。

○上池の設置による地表改変などのトアップ。

た、海水利用のため、材料面でコス△大規模であれば、経済性は高いが、 △A-CAES のうち空圧電池は、現在は、 △設 備 自 体は 他 に 比べ て 安 価であ
他に比べて高コストであるが、近る が 、耐 用 年 数 が 短い た め 、 同
小規模な場合は、経済性が低下。まレーションも簡単。

低いが、風力発電などの変動電力

適用性は疑問。また、出力変動の大間対応で応答性は比較的悪い。

◎充放電効率は蓄電池に比べてやや成で開始されている。

る空圧電池の実証実験は NEDO 助

も実証実験済みだが、国内では実機なし。また、A-CAES の一種であ△ 地下貯槽は、ﾗｲﾆﾝｸﾞ式、水封式とA-CAES（貯槽：ﾗｲﾆﾝｸﾞ式・変圧貯蔵） 蓄電池（NaS 電池）△大規模施設が合理的で、小規模での実績あり。

海水揚水発電項目

表 2.4-10 電力需給量平準化設備の奥尻島への導入適用性に対する評価結果

(3)発電施設の開発シナリオ
再生可能エネルギー100％化の開発に関する基本的な方針を以下に列挙すると共に、図 2.4-15 に示す。

第1段階

◇ホヤ石川発電所（水力）は継続利用

ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の一部廃止に伴う再エネ導入◇ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の更新にあわせた次の 2 項目を実施
・ディーゼル発電機：8,9 号機は継続利用（5 号機廃止、6,7 号機はバックアップ）

第2段階

・再エネ（地熱＋風力）導入

ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機の廃止に伴う再エネ追加導入※エコアイランド化

・電力需給量調整設備の導入◇2 段階でのエコアイランド化
・再エネ（風力）の追加導入

図 2.4-15

発電施設の開発シナリオ

・電力需給量調整設備の能力アップ
・ディーゼル発電機（6～9 号機：バックアップ）
第１段階の電源構成（案）と第 2 段階の電源構成案を表 2.4-11 に示す。また、第 1 段階と第 2 段階の電力需要量変動と電源構成案の関係を図 2.4-16、2.4-17 に示す。第 1 段階は、IPP
発電所の契約期間終了の平成 31 年以降で、奥尻発電所 6,7 号機の更新が想定される時期と考えられる。第 2 段階の時期は、第 1 段階の電源構成で運転して効果等を確認した後と考えられ、現時点では設定できない。なお、表 2.4-11 の電源構成案に対する補足をすると次の通りである。
・比較的新しいディーゼル発電機は、更新後はバックアップ設備とする。電気需要のピーク時に無風状態で、CAES で発電しても電気供給量が不足の場合は、バックアップ設
備が補うものとする。
・CAES の貯槽は地下貯槽であり、第 1 段階から第 2 段階への CAES の発電能力アップは
貯蔵圧力のアップで対応するものとする。
なお、表 2.4-11 の電源構成（案）はあくまで案であり、電源構成の最終的な提案は 2.5 節で行う。
表 2.4-11 奥尻島の将来的な電源構成案
電源設備

第 1 段階ディーゼル発電1,500kW 奥尻発電所(8,9 号機)

ホヤ石川発電

170ｋW

170ｋW

地熱発電（新設）

600kW 送電端(750kW 発電端)

600kW 送電端(750kW 発電端)

風力発電（新設）

2,000kW3,000kW

電力需給量調整設備 充電
A-CAES

第 2 段階1,000kW（×8 時間）(貯蔵圧力 0.5～4.0 MPa)

＜充放電効率 60～65%＞

充電2,000kW（×8 時間）(貯蔵圧力 0.5～8.0 MPa)
＜充放電効率 60～65%＞＜合計＞＜5,270kW>＜5,770kW>＜パックｱｯﾌﾟ＞＜1,750kW 奥尻発電所 6,7 号機＞＜3,250kW 奥尻発電所 6～9 号機＞- 79 -- 79 -

6,000
5,500

5,270

5,000

ﾊﾞｯｸｱｯﾌﾟ：内燃力 1.75MW

発電電力（ｋW)

4,500
4,000
3,500

4,270

風力 (2MW)＋CAES（１MW)
3,270

3,000
2,500

2,270

2,000
1,500
1,000

地熱 (600kW)＋水力 (170kw)+内燃力 (1.5MW)

500

最大日

最小日

0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
時刻
図 2.4-16 平成 20 年の電力需要推移と第 1 段階時点での電源構成（案）の関係

6,000

5,770

5,500
ﾊﾞｯｸｱｯﾌﾟ：内燃力 3.25MW

5,000

発電電力（ｋW)4,500

風力 (3MW)＋CAES（ 2MW)

4,000

3,770

3,500
3,000

2,770

2,500
2,000
1,500

最大日

最小日

1,000
500
0

770

地熱 (600kW)＋水力 (170kw)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
時刻
図 2.4-17 平成 20 年の電力需要推移と第２段階時点での電源構成（案）の関係- 80 -- 80 -

2.4.3 電力需給量調整設備(A-CAES)の概略設計
ここでは、断熱圧縮空気蓄電システム A-CAES に対して、概略設計を行うが、貯槽は図 2.4-11
で示したライニング変圧方式の貯槽とする。基本条件は次の通りである。
・貯蔵電源：第１段階→1,000kW×８時間。第 2 段階→2,000kW×８時間
・貯蔵圧力：第１段階→0.5MPa～4.0MPa (変圧式)，
第 2 段階→0.5MPa～8.0MPa (変圧式)・貯槽：地下貯槽とし、横坑式または立坑式(1)奥尻島の地質状況(1-1)地質概要
奥尻島の地質は、図 2.4-18 に示すよ
うに、白亜系の火山岩類および白亜紀の花崗閃緑岩を基盤とし、その上に古第三系～新第三系の火山岩および火山
岩質凝灰岩類岩が累重する。基盤岩類
は、NW-SE 系、NE-SW 系の断層を境としてブロック状に隆起・沈降し、大局的には奥尻島北西部が隆起し、それより東部が沈降する構造を示す。沈降帯には新第三系が場所によっては厚さ1,000m 堆積している。奥尻島の断層構
造は、NW-SE、NE-SW、NNE-SSW～N-S 系、
WNW-ESE～E-W 系の四系統に区分される。NW-SE 系は基盤および新第三系を切っていて、同方向の岩脈が多く見ら
図 2.4-18 奥尻島の地質層序

れ、地域の主要構造と考えられる。

【出所：ＮＥＤＯ(1994)：地熱開発促進調査報告書，(1-2)地質分布

奥尻地域(1994)p27-p28 地質図凡例をもとに作成】

図 2.4-19 に奥尻島の地質分布および断層等が記載された地質構造図を示す。奥尻島はいわゆ
るグリーンタフ※１地域に当たり、図 2.4-19 に示すように、断層で区切られたブロックの隆起
帯では、白亜系の奥尻層や類藻内火山岩類とこれらに貫入した花崗閃緑岩からなる基盤岩が地表に分布し、沈降帯では基盤岩の上位に第三紀以降の地層が厚く堆積している。
基盤岩は花崗閃緑岩および流紋岩質の火山活動の産物である火山破屑岩、溶結凝灰岩が貫入岩体である花崗閃緑岩の上位にルーフペンダント※２として分布する。分布範囲は島の北部幌内地区、球島山周辺、中部のホヤ石川断層沿い、南東海岸部などで大部分は花崗閃緑岩である。
火山破屑岩類は熱変質によりホルンフェルス化している。
新第三系は、基盤岩を覆って陸成層である青苗川層群とその上位に釣懸層から神威山層までの海成層が不整合で載り、石英安山岩、安山岩質火砕岩などのグリーンタフにより構成されている。青苗川層の火山岩類は、奥尻島では全域で最も広く分布している。
- 81 -- 81 -

第四系は海岸および河岸の段丘堆積物と沖積層が分布している。
※1 グリーンタフ
新第三紀中新世の海底火山活動による酸性の凝灰岩類のうち、熱水変質により緑色を呈するものを指す。主に北海道や東北地域に分布する。
※2 ルーフペンダント
大きな火成岩帯（奥尻島では花崗閃緑岩）が貫入した際に、被貫入岩（奥尻島では第三系）
を上部に残したまま隆起した状態。
また、北部地域の地質図および地質断面図を図 2.4-20 に示す。

図 2.4-19 奥尻島の地質構造と地質層序- 82 -- 82 -

図 2.4-20 奥尻島北部の地質図および地質断面図【出所：NEDO(1994)：地熱開発促進調査報告書，奥尻地域 p27-p30 を一部改変】- 83 -- 83 -

(1-3)断層
図 2.4-20 によると、断層は NNW-SSE 方向及び NW-SE 方向のものとこれらに直交あるいは斜交する NE-SW 方向及び東西方向のものがある。前者の系統の主なものには、烏頭川断層・神威脇断層及び青苗川断層があり、後者はホヤ石川断層及び谷地断層がある。NW-SE 系は基盤および新第三系を切っていて、同方向の岩脈が多く見られ、奥尻島の主要構造と考えられる。
これらの断層は露頭観察では急角度の正断層とされている。また、谷地断層と同様に東西方向を示す断層には、幌内川流域から大岩生流域にかけて新第三系末の勝澗層を切る断層が多く認められる。
(1-4) 奥尻島北東部の地質構造モデル
地質構成
検討対象とした奥尻島北東部の地質図、地質断面図を図 2.4-20 に示す。
この地区には基盤岩である花崗閃緑岩(Gd)と新第三系青苗川層(Ao)、釣懸層(Kt)、仏沢層(Hs)、勝潤層（kt）、第四系段丘堆積物(t)などが分布し、花崗閃緑岩(Gd)と新第三系の青苗川層(Ao)が分布の主体となっている。
この地区では図 2.4-20 に示すように NEDO による地熱開発促進調査で OS-T-1、N2-OS-1、
N4-OS-5、OS-T-2、N4-OS-6 などの試錐調査が行われている。掘削深度は OS-T-1 およびOS-T-1 が 400m、N4-OS-5 が 1,500m、その他は 1,200m である。基盤岩の深度は、OS-T-1
では 133ｍ、OS-T-2 では 400m でも青苗川層の火山破屑岩で、基盤岩に達していない。西寄りの N2-OS-1 では約 600m、N4-OS-5 では約 1,000m、N4-OS-6 では約 100m となっている。
基盤岩を覆う堆積層である新第三系青苗川層の層厚は、奥尻島南部の模式地付近では 500ｍ程
度で北に行くにしたがって薄くなるとされ、OS-T-1 地点付近では 70ｍ程度となっている。
以上から、奥尻島北東部では、基盤岩深度は南寄りの OS-T-2 地点付近で 500m 程度、OS-T-1
地点で 70m 程度と北に向かって浅くなり、上位に新第三系中新統青苗川層の火山破屑岩類および鮮新統の勝潤層が堆積する地質構造モデルが想定される。
地質構造を切る断層については、奥尻島北東部では大岩生川の上流付近や奥尻付近の谷地断層などの E-W 系の断層のほか、球島山北側に NNW-SSE 方向及び NW-SE 方向の断層が推定されており、いずれも急角度の正断層と考えられる。
地層の物性値および水理特性
試錐孔 O 物性値 S-T-1、OS-T-2 の地質総合柱状図を図 2.4-21、図 2.4-22 に、地質・物性値
総括表を表 2.4-13 に示す。また、表-2.4-12 には本地区の地質構造モデルに用いる地層の物性
値と岩級区分を整理して示す。物性値は孔内検層による密度、比抵抗、有効間隙率から得られ、
岩級区分はコア形状と物性値より推定した。コア形状については粘土状が D、礫状が D～CL、5cm 未満が CL、5～15cm が CM、15cm 以上が CM（軟岩）～CH(硬岩)に相当する。
OS-T-1 孔は、GL-70.10ｍまでは CL 級主体の新第三家青苗川層安山岩質および石英安山岩(デイサイト)質火砕岩類、GL-70.10ｍ～133.00ｍまでは基盤のマサ化した D 級の花崗閃緑岩、
GL-133.00～400.00ｍは CM 級の硬質花崗閃緑岩と CL 級の破砕部からなる。
掘削後の最終水位は GL-37.00ｍとなっているが、破砕部では逸水が見られ、高透水ゾーンとなっている。
- 84 -- 84 -

OS-T-2 孔は、GL-400.00ｍの孔底まで新第三家青苗川層の CL 級主体の火砕岩と CM 級主体の溶岩からなっており、基盤岩は出現していない。
掘削後の最終水位は GL-8.00ｍとなっているが、破砕部では逸水が見られ、高透水ゾーンとなっている。
水理特性について、本地区の記載値はないが、西部地域では花崗閃緑岩の透水率として3.0E-17m2、断層部は 3.0E-17～1.7E-13m2 の設定値がある。
表 2.4-12 奥尻島北東部の地質構造モデルの物性値

試錐孔

水位
GL.- ｍ

地層名

青苗川層
OS-T1

OS-T2

37.00
基盤岩

8.00

青苗川層

岩盤

密度

間隙率

比抵抗

分類

g/cm3

％

Ω・ｍ

安山岩質火砕岩

CL 主体

2.25

27.7

30-100

石英安山岩質火砕岩

CL 主体

2.13

25.6

30-100花崗閃緑岩（マサ）

D

2.34

35.6

300-1000

花崗閃緑岩（破砕部）

CL

2.63

10.9

300-1000

花崗閃緑岩

CM

2.63

4.22

300-1000

安山岩溶岩

CM 主体

2.44

12.4

10-40

安山岩質火砕岩

CL 主体

2.15

34.3

100-200

石英安山岩質溶岩

CM 主体

2.51

13.6

100-200

石英安山岩質火砕岩

CL 主体

2.38

16.6

100-200

地質- 85 -- 85 -

図 2.4-21 地質総合柱状図

OS-T-1 【新エネルギー・産業技術総合開発機構(1994)：地熱開発促進調査報告書 奥尻地域 p269-p270】- 86 -- 86 -

図 2.4-22 地質総合柱状図 OS-T-2【新エネルギー・産業技術総合開発機構(1994)：地熱開発促進調査報告書 奥尻地域 p271-p272】- 87 --87 -表 2.4-13 地質・物性値総括表（ＯＳ－Ｔ－１およびＯＳ－Ｔ－２）【新エネルギー・産業技術総合開発機構(1994)：地熱開発促進調査報告書 奥尻地域 p273-p274】

- 88
-- 88

(2)CAES の発電に必要空気量と貯槽容量
第 1 段階の A-CAES 貯蔵電源 1MW×8 時間（貯槽圧力 0.5～4.0 MPa）に対して、必要空気量を算出し、貯槽容量を検討した。
＜必要空気量＞
神戸製鋼所の A-CAES（空圧電地）を使用するので、1000kW(500kW×2 ユニット)では、
3 台×2＝6 台で充電ユニットが構成される。変圧式では 1000kW 充電が可能な 0.7MPaG～
0.93MPaG の運転範囲で平均必要空気量は 1,810kg/hour×6 台=10,860kg/hour となる。したがって、この量を空気密度で割れば、１MW の充電に必要な空気量が以下のように算出される。
10,860kg/hour÷空気密度 1.293kg/m3 ÷60min=140Nm3 /min/MW
１MW×8 時間に必要な空気量は次のようになる。
140Nm3 ×60min×8hour=67,200Nm3 ≒70,000Nm 3
＜貯槽容量

V＞

いま、0.5MPa を P1 、4.0MPa を P2 とすると、理想気体の状態方程式は次のように示せる。
P1 ×V＝n1 ×R×T ，P2 ×V＝n2 ×R×T
したがって、(P2 -P 1 ) ×V=(n2 -n 1 ) ×R×T の関係から、V は約 2,200 m3 と得られるA

第 2 段階の CAES 貯蔵電源については、貯槽圧力 0.5～8.0 MPa であり、貯蔵圧力は上昇するが、貯槽容量については、第 1 段階と同一とする。
(3)貯槽の設置深度および直径貯槽の設置深度については、横坑の設置深度（土被り）をパラメータとした安定解析
により、地表への影響を検討して設定する。解析条件は、次の条件で条件とする。
※平面ひずみ条件

鉛直２次元で概略検討

・単位体積重量：25kN/m3 、変形係数：2GPa・せん断強度：τ=0+σtan45°(地表の影響を確認するため C=0 と仮定した)※荷重条件

土被りを変えて、第 1 段階の最大内圧 4MPa 載荷

解析結果は、図 2.4-23 に示しているが、内径⒑ｍ程度の貯槽であれば、安全率 1.0
では土被り 50ｍ以浅、安全率 4.0 では土被り 70m 程度以上の条件で、地表への影響はないものと考えられる。ここでは、第 2 段階では最大内圧 8MPa であるから、貯槽の設置
深度は 70m とする。また、貯槽の断面としては簡単のため円形とし、立坑の場合の深度の抑制と貯槽容量の余裕を考慮して、表 2.4-14 を参考に貯槽はφ8m×L45m とする。
- 89 - 89 -

表 2.4-14 貯槽容量 2,200m3 に対する貯槽の直径×長さの関係
直径(m)

4.0

6.0

8.0

10.0

長さ(m)

175.2

77.8

43.8

28.0

(4)貯槽の概略設計結果
地表から貯槽までは立坑で到達し、プラグで貯槽と分離する構造とする。貯槽の断面の大きさを考慮して、立坑は内径 6m とし、立坑式の構造図を図 2.4-24、横坑式の構造
図を図 2.4-25 とする。

- 90 -- 90 -

- 91 -

- 91 -

土被り70m

土被り50m

4.0

4.0

1.5

2.0

3.0

4.0

1.5

2.0

3.0

4.0

図 2.4-23 貯槽深度に関する局所安全率に関する算出結果

1.0

1.0

土被り100m

3.0

3.0

安全率

2.0

2.0

安全率

1.5

1.5

1.0

1.0

土被り60m

安全率

安全率

- 92 --92 -

図 2.4-24 立坑方式の圧縮空気貯槽（ライニング変圧式：0.5MPa～4.0mPa）

- 93 --93 -

図 2.4-25 横坑方式の圧縮空気貯槽（ライニング変圧式：0.5MPa～4.0mPa）

(5)スクリュー式 A-CAES の全体設計
神戸製鋼所・早稲田大学・エネルギー総合工学研究所はスクリュー式 A-CAES の実証機（1,000kW）を設置しており、前出の図 2.4-8 にそのイメージ図を示している。実証
機は受電ユニット、蓄電ユニット、圧縮空気貯槽（地上タンク）および放電ユニットからなっている。ここでは、奥尻島の電力需給量調整設備については、図 2.4-8 の構成設
備のうち、地上タンクを圧縮空気の高圧貯蔵・大規模貯蔵に有利な図 2.4-24 または図2.2-25 の地下貯槽に変更し、スクリュー式 A-CAES の設備構成を図 2.2-26 に示す。神戸製鋼所の資料によれば、空圧電池（スクリュー式 A-CAES の神戸製鋼所の商標登録）は、500kW を標準ユニットにしているため、第 1 段階の 1000kW×8 時間、第 2 段階の 2000kW
×8 時間の充電ユニット・蓄電ユニット・放電ユニットの設置は容易と考えられる。なお、地下貯槽は第 1 段階から第 2 段階に移行する際に、貯蔵圧力の変更することにして
いる。

変動電力
（余剰分）

モータ

系統連携

充電ユニット放電ユニット

スクリュー
圧縮機

スクリュー
タービン

蓄電ユニット
低温
触媒
圧縮熱
回収

圧縮熱
再予熱

高温
触媒

圧縮空気貯蔵用地下貯槽(ライニング式）

図 2.4-26 奥尻島に適用するスクリュー式 A-CAES の全体設計結果(出所：㈱神戸製鋼所の技術説明書を一部改変して作成)- 94 - 94 -発電機

2.5 奥尻島のスマートグリッド構想の具体化
本節では、先に設定した奥尻島の将来的な電源構成案（表 2.4-12 参照）において、各種電源の特徴を踏まえ、具体的にどのような電力供給運用となるかを検討する。

2.5.1

検討方法

奥尻島の電力需要は、図 2.4-16 および図 2.4-17 にて紹介した平成 20 年度の電力需要の最大日のものを使用する。この需要に対して以下の点を確認する。
① 常用の発電設備による 1 日間の発電量と A-CAES のピークシフトにより、最大日の需要に対して電力供給が可能か？
② 風力が発電していない時も、需要に対して安定して継続的に電力供給が可能か？
各種電源の特徴を踏まえ、表 2.5-1 のとおり取り扱うものとする。
表 2.5-1

各種電源の特徴と本検討での取り扱い

電源種類

特
供給性

地熱発電

短・長期間の連続供給可能低

水力発電

短・長期間の連続供給可能低同上

無

短期間においては 0%から 100%の範囲で変動するが、中・長期間においては稼働率を乗じた出力で安定とする。本検討では 1 時間単位で安定した電源として仮定し取り扱う。

風力発電

徴

不確実で
連続供給は
期待できない追従性

本検討での取り扱い
ベース電源として最大出力で連続供給する。

風力発電量のピークシフト電源とする。
A-CAES

断続的な供給高

電力貯蔵時：需要変動に追従しながら風力発電の余剰電力を貯蔵する。
電力供給時：需要変動に追従する電源として
取り扱う。

内燃力発電

短・長期間の連続供給可能高

状況に応じて、需要変動に追従する電源としてもベース電源としても使い分けが可能な電源として取り扱う。

- 95 - 95 -

2.5.2

第 1 段階と第 2 段階の検討結果(1) 第 1 段階（再生可能エネルギーの導入）
奥尻島における 2MW 風車の設備稼働率は、奥尻観測地点において最大 46.0%（表 2.3-12参照）、米岡観測地点において最大 37.8%（表 2.3-21 参照）との検討結果が得られている。稼働率の高い奥尻観測地点の結果を用いると、風力発電の中・長期間における連続供給可能な発電量は 920kW（＝2,000kW×46.0%）となる。これに地熱（600KW）、水力（170kW）、内燃力（1,500kW）を合わせると 3,190kW となり、これが中・長期間において安定して発電可能な量と考える。この発電量 3,190kW と奥尻島の電力需要（最大日）を重ね合わせると図 2.5-1 のとおりとなる。

図 2.5-1

第 1 段階（再生可能エネルギー導入）での発電と需要の関係

需要に対する発電量は、0～13 時台間は余剰、14～22 時台は不足、23 時台は再び余剰となっており、余剰電力の総和は 6,157kWh、不足電力の総和は 2,101kWh である。表 2.4-3 に示す
A-CAES の仕様を参考に充放電効率を 65%と仮定すると余剰電力により貯蔵された圧縮空気から得られる放電量は 4,002kWh（＝6,157kWh×65%）であり、不足電力を補えることになる。
次に A-CAES の設定仕様について考察する。圧縮空気の貯蔵上限の設定値は放電量換算
で 5,200kWh（＝1MW×8 時間×65%）である。不足電力量の総和 2,101kWh に対し貯蔵容量は十分に大きく、電力供給が可能である。また充放電能力 1MW に対し、全時間帯での余剰電力- 96 - 96 -の最大値は 750kW 未満、不足電力の最大値は約 500kW であり能力範囲内に収まっている。
風力発電を 1 時間単位で安定した電源として取り扱った場合は、以上のとおりの運用で電力供給が可能である。しかしながら、実際の風力発電では 920kW が一定して 24 時間連続発電されることはない。風力発電量が非常に少ない時、あるいは全く発電されない時においては、常用として設定した他の電源だけでは電力供給することはできない。また A-CAES が圧縮空気を貯蔵している時間帯において、風力発電量が中・長期間の平均的な発電量 920kW を大きく超えて発電した場合でも、A-CAES は充電能力 1MW 分に相当する空気量しか貯蔵できない。この場合、内燃力発電にて電力負荷追 従を行うことになり、その結果、内燃力の発電量が減る。この減量
分は A-CAES の圧縮空気の貯蔵量の減となり、放電不足となる状況も考えられる。
このような風力発電の不確実さに対し、内燃力発電のバックアップが必要となる。表 2.4-12 に示すとおり第 1 段階のバックアップ電源の発電能力は 1,750kW と設定している。仮に風力発電とA-CAES が 機 能 し な か っ た 場 合 に 、 残 り の 電 源 2,270kW （ 地 熱 発 電 ： 600kW 、 水 力 発 電 ：170kW、内燃力発電：1,500kW）とバックアップ電源の合計は 4,020kW であり最大日の電力需要以上の発電能力を有している。
第一段階の構想を実行する際には、更に詳細な条件設定の下、複雑な電源の組み合わせパ
ターンを検討する必要があるが、基本的な運用方法はここで示したとおりと考える。
(2) 第 2 段階（再生可能エネルギーの追加投入によるエコアイランド化）
第 1 段 階 と同 様 に考 え ると、中 ・長 期 間 における連 続 供 給 可 能 な発 電 量 は、風 力 発 電 の1,380kW（＝3,000kW×46.0%）、地熱発電の 600kW、水力発電の 170kW を合計して 2,150kWとなる。
図 2.5-2 に奥尻島の電力需要（最大日）と発電量を重ね合わせた結果を示す。これから分かるとおり全時間帯にわたって発電量が不足する。次に図 2.5-3 に奥尻島の電力需要（最小日）と発電量を重ね合わせた結果を示す。最小日は電力が余剰する時間帯が発生するが、1 日の余
剰電力により A-CAES が放電できる電力量では、すべての不足電力量を補うことができない結果である。しかしながら、バックアップ用の内燃力発電の発電能力 3,250kW があるため需要量に対して発電不足を引き起こす事態には至らない。
風力発電設備と A-CAES の規模をさらに拡大すれば、ピークシフトによる地熱・水力・風力といった再生可能エネルギーから得られる電力の利用量を増すことは可能であるが、設備投資は莫大な額になる。奥尻島のような有人離島の場合、内燃力発電設備が既存するため、これらをバックアップとして有効に利用することが現実的なエコアイランド化と考えられる。
奥尻島における現実的なエコアイランド化の視点で改めて図 2.5-2 を見てみる。風力発電により最大電力 3MW の電力供給がなされた場合に、ちょうど最大日の需要に対応できる結果となっている。この点から、エコアイランド化として設定した第 2 段階での風力発電と A-CAES の追加
規模は妥当と評価する。

- 97 - 97 -

図 2.5-2

第 2 段階（エコアイランド化）での発電と需要（最大日）の関係

図 2.5-3

第 2 段階（エコアイランド化）での発電と需要（最小日）の関係- 98 -- 98 -

第3章
3.1

地熱開発基本構想 2（周辺離島への余剰ｴﾈﾙｷﾞｰ供給構想）の設計検討

設計検討条件の設定

図 1.1-8,1.1-9 および図 2.1-1 に示した「地熱開発基本構想 2」のモデル離島に選定した鹿児島県/中之島の地熱関連情報等の昨年度の調査結果を、表 3.1-1 に示す。本年度は、基本構想 2 の具体化を目的とした設計検討を行うため、本節では設計検討条件を設定する。
表 3.1-1 中之島の地熱関連情報等に関する平成 27 年度の調査結果概要
離島名
調査項目

調査結果概要人口(2013 年),面積

143 人，34.5 km2

現在の発電設備容量

253ｋW (内燃力 200ｋW)←脇之川水力発電所 53kW を含む

火山情報

火山ランク：B

温泉情報（概要）

・東区温泉・西区温泉：いずれも温度 53～88℃
・中之島温泉(57℃,流量ﾃﾞｰﾀなし,深度 0m, pH ﾃﾞｰﾀなし)

地熱関連情報・地化学温度計で、里村の温泉は 66～154℃、御岳噴気孔は 154℃と推定。里村の温泉のアルカリ比温度は、西区周辺で 194℃以上である可能
性
・船倉周囲の地下に 150℃(地下 500m)の地熱賦存の可能性あり。船倉東方面には比較的深部にまで達する断層の可能性を示唆
・地下深度 500m ほどで推定温度 150℃以上、電磁探査で帽岩との見方が強い低比抵抗帯が地下深度 100～500m に分布・貯留層情報発電可能出力・特になし

地熱の賦存状況に関する見解

・高い地化学温度が推定され、地熱賦存と予想される深度に断層の存在。
また、深度 500m ほどで推定温度 150℃以上、電磁探査で帽岩との見方が強い低比抵抗帯が地下深度 100～500m に分布し、地熱貯留層の形成の可能性が高い

自然公園法等の規制・鳥獣保護区：トカラ列島全域

地熱発電導入可能性○：開発規模は不明だが、地熱発電導入は期待可能想定される発電方式

・新規生産井掘削によるバイナリー発電または熱採取配管方式のバイナリ
ー発電

基本構想案

余剰エネルギーの周辺離島への供給

設計検討条件の設定に際しては、平成 28 年 5 月 23 日～26 日に事前現地調査を行った。事
前 調 査の項 目は、中 之 島 内の既 存電 力 施 設（内 燃 力 発 電 所、脇 之川 水 力 発 電 所）の確 認、地熱 開 発有 望 地 点の視 察、島 内の地 形 状 況や道 路 状 況 等の確 認であった。また、十 島 村役 場には、昨年度の調査結果と本年度の調査研究内容を説明し、意見交換を行った。
主な事前調査結果は次の通りである。
＜現地の電源状況等の確認結果＞
・九州電 力の中之 島内 燃 力発 電所、脇之 川水 力 発電 所を確認。また、NEDO 調査井や島内の温泉施設等を確認。
- 99 - 99 -・地熱開発有望地点の視察。発電所の立地に適した平坦地が少ないことを把握。
＜十島村役場との意見交換＞
・本調査計画に対しては、現時点では特に意見なし。
本節では、昨年度の調査結果に本年度の現地事前調査結果を加えて、以下の設計検討条
件を設定した。
【基本方針】
中之島の電力需給状況については、データが得られないため、現在の設備容量 253kW（内燃力：200kW,水力:53kW）を基本として、地熱発電所の設計検討を行う。西日本技術開発の「平成11 年度 地熱開発促進調査開発可能性調査（平成 12 年 8 月）」によれば、同島の設備容量は253kW,最大電力は 235kW であり、設備容量を基本に設計検討を行うことは合理的と判断した。
以下、図 1.1-8 の「海底ケーブル接続による電気供給構想」、図 1.1-9 または図 1.2-1 の「他離島への水素輸送・水素発電構想」のそれぞれについて、設計検討条件をまとめた。

3.1.1 設計検討条件(海底ケーブル接続による電気供給)【地熱発電施設の設計検討条件】
西日本技術開発の「平成 11 年度 地熱開発促進調査開発可能性調査（平成 12 年 8 月）」
による中之島の地熱資源量の算出結果を図 3.1-1 に示し、算出された出力を以下に示す。
・最多出現頻度の出力：3.6～4.0 MWe
・確率 90% 以上の出力：1.1 MWe
ここでは、地熱資源量は、1.1 MWe とし、地熱発電所の立地地点を設定し、地下施 設・地上設備を検討する。検討は基本設計レベルとする。

図 3.1-1 中之島における地熱資源量の算出結果（出所：平成 11 年度 地熱開発促進調査開発可能性調査,西日本技術開発,平成 12 年 8 月）
- 100 - 100 -【海底ケーブル接続による電気供給構想の全体設計検討条件】
余剰電力を供給する周辺離島については、中之島の必要な電源設備容量、昨年度調査した
周辺離島の電源設備容量および海底ケーブルの接続環境等を総合的に検討して、設定する。
図 1.1-8 の全体設計は概略設計レベルとする。

3.1.2 設計検討条件(他離島への水素輸送・水素発電)【地熱発電施設の設計検討条件】
前項 3.1.1 の地熱発電所の設計検討と共通とする。
【他離島への水素輸送・水素発電構想の全体設計検討条件】
図 1.1-9 の水素輸送については、超高圧（70MPa）または極低温(-253℃)に対応できる輸送船が必要となるが、小規模輸送船の建造は技術的・経済的に課題もあると考える。このため、図1.2-1 に示したように、水素を常温常圧のスペラ水素（有機ケミカルハイド）と称された MCH(メチルシクロヘキサン)のような取り扱いが簡単な液体にして、輸送・貯蔵する方式を設計検討の対象とする。すなわち、MCH の場合は、現在、十島村が保有する「ﾌｪﾘｰとしま」で、十島村の周辺離島に水素を輸送する可能性を念頭に検討する。設計は概略設計レベルを目標とするが、現在研究段階の技術とみなされるため、概念設計レベルとなるものと予想する。

- 101 - 101 -

3.2
3.2.1

地熱発電所の設計検討
既往地熱調査中之島に関する地熱調査を表 3.2-1 に示す。平成 11 年の「地熱開発促進調査 開発可能性調
査 島嶼地域」（以下、NEDO 島嶼地域調査という）では、地質・変質帯調査と地化学調査は実際に行われたが、水銀土壌ガス濃度、電磁探査は平成 6 年に実施された結果が引用されて編集された。
表 3.2-1
調査名称
平成 11 年
地熱開発促進調査
開発可能性調査
島嶼地域

中之島地熱調査実施年度

平成 11 年

実施内容
- 伊豆諸島、大隅諸島、トカラ列島（中之島が属する）、奄美諸島からの 27 島嶼の地熱有望性調査- 調査投入重点地域として中之島と薩摩硫黄島（大隅諸島に属する）を提案- 中之島の実地調査
地表調査（地質・変質帯調査、地化学調査、
水銀土壌ガス濃度、電磁探査）※ 重点調査範囲を図 3.2-1 に示す

NEDO 島嶼地域調査では地熱 井 掘 削 に関 する掘 削 有 望 地
点と地下資源 量の示唆はあるものの、現 在まで調 査 井を掘 削 していない。そ こで本 検 討 においては、NEDO 島嶼地域調査にて明らかにされた地化学調査結果
や地 下 地 質 構 造 と地 熱 資 源 量の算 出 結 果をもとに、地 熱発 電所の設計検討を行うものとした。

図 3.2-1

中之島の重点調査範囲位置（NEDO,平成 11 年地熱開発促進調査開発可能性調査
島嶼地域に加筆）- 102 - 102 -3.2.2

地熱資源条件の確認

本項では、地熱資源条件の確認のために NEDO 島嶼地域調査より把握できる地質および地熱情報に関する情報を整理・検討した。
(1)有望断層と変質帯分布状況
図 3.2-1 に示すとおり、中之島の北部は円錐状地形を示す御岳山の成層火山体で構成され、現地調査においても盛んに噴気活動を行っていた。南西部は幾つかの自然湧出温泉が存在している。NEDO 島嶼地域調査にて報告された有望断層と変質帯分布状況を図 3.2-2 に示す。有望断層についての報告内容を整理すると以下のとおりとなる。
① Fn1～Fn3 の低比抵抗帯を伴った断層が 3 本確認された。
② Fn1 断層の北部端は中之島で最も高温の温泉（西区温泉）が湧出しており、地化学温度も高い。
③ 変質帯を伴う Fn1～Fn3 の断層において、地下の地熱流体は御岳山嶺を下って流れ、地形の状況と変質帯の分布、土壌中の水銀ガス濃度分布とはよく符合した。
④ 推定断層とされた E-W 断層は低比抵抗帯を伴っていないので、破砕帯の状況にもよる
が、還元ゾーンとしての利用が期待できる。

図 3.2-2

有望断層と変質帯分布状況（NEDO,平成 11 年地熱開発促進調査開発可能性調査島嶼地域に加筆）- 103 - 103 -(2)地熱構造モデル
図 3.2-3 に NEDO 島嶼地域調査にて報告されている地熱構造モデルを示す。（断面線の位
置は図 3.2-2 に示す）地熱構造モデルについての報告内容を整理すると以下のとおりとなる。
① 御岳山嶺の南西部から海岸に向かって地下の熱水が流下し、Fn1 断層に沿って分布する。
② 地化学温度は Fn1 断層に近い西区温泉から 172℃、Fn3 断層に近い東区温泉から 154℃が得られた。
③ Fn1 断層の地化学温度の方が Fn3 よりも高い理由は、より熱源に近いためである。熱源は
御岳山下部のマグマで、主に地下に浸透した天水が伝導熱により加熱されて深部熱水を形成している。
④ ③のことから、Fn1 断層は北西側の西区温泉・雨止まり温泉に近いほど地化学温度は高いものと推定する。
⑤ Fn1、Fn3 断層に地下 100～500m の範囲で低比抵抗帯が付随しており、キャップロックの可能性がある。

図 3.2-3

地熱構造モデル（NEDO,平成 11 年地熱開発促進調査開発可能性調査島嶼地域に加筆）- 104 - 104 -(3)発電可能な地熱賦存量
図 3.2-2 で示される 10Ω-m 以下の低比抵抗帯は、Fn1 断層周囲に存在している。NEDO 島
嶼地域調査において、これがキャップロックとして機能していると仮定し、貯留層が存在すると推定、容積を 1.84km3 と設定している。
3 箇所の温泉から得られた地化学温度を貯留層の平均温度に適用し 88～154℃に設定、中之島の主要な地質が安山岩であることから、空隙率 6～12%、岩石密度 2300～2800kg/m3 、比熱を 0.8～0.9kJ/kg℃と設定、バイナリー発電効率を 6～9%として得られたモンテカルロ解析結果
が図 3.2-4 である（図 3.1-1 に既に示しているが、再掲する）。
発電端出力での算出結果として、確率 90%以上で 1.1MW の発電出力があると報告されている。

図 3.2-4

地熱資源量の算定結果（出所：NEDO,平成 11 年地熱開発促進調査開発可能性調査島嶼地域）- 105 - 105 -3.2.3 地熱発電所 建設地の調査・検討(1)建設候補地の設定
現地調査に当たり、事前に候補地を選定した。候補地は NEDO 島嶼地域調査における中之島調査にて有望断層とされた Fn1 または Fn3 断層が確認されている地域から選定する。
Fn1 断層、Fn3 断層が確認された場所は中之島の南西部にある。島内には未開拓な地域も多いが、この付近は比較的平坦な地形で、集落が近くにあり、道路・港湾などインフラ設備へのアクセスが良好である。従って候補地の選定は大規模な造成や仮設を必要としない場所も条件に行うこととした。表 3.2-2 に具体的な選定条件を整理する。
表 3.2-2

建設候補地の選定条件

項目

条件

掘削目標

以下の掘削目標が狙えること。
- 生産井 ：Fn1 断層または Fn3 断層- 還元井 ：Fn1 断層、Fn3 断層または EW 断層

用地

平坦もしくは大規模な造成を要しない緩勾配の地形であること。
10,000m2 程度の広さが確保できること。

進入道路

港湾地区より発電機・資材の搬入できる道路が確保できること。
仮設道路が必要な場合は、特殊工法などを必要としない一般工法にて施工できること。

以上を踏まえ、図 3.2-5 に示す候補地 No.1～3 の 3 か所を選定した。

図 3.2-5

建設候補地位置図- 106 - 106 -最有力候補地は候補地 No.1 と事前評価し現地調査に臨んだ。各候補地の選定理由・事前評価は表 3.2-3 のとおりである。
表 3.2-3
候補地 番号No.1

建設候補地の選定理由・事前評価

選定理由・事前評価

位置付け- 生産井の掘削目標が高温な Fn1 断層である。

最有力候補- 用地、進入道路が確保できる可能性が高い。
No.2- Fn1 断 層は 北 西 側に よ り 高 温域 が あ る と推 定

地熱条件を重視しされており、候補地 No.1 よりも地熱条件だけた候補

で見た場合良好である。

（条件付き案）- 地形 図 上 から は 仮設 道 路に よ る 進入 が 可能 に見えるが、進入道路の確保が実現できるかが課
題である。
No.3

- 地形図上からは、海岸に近い位置にあり既設道

代替候補

路も あ る ため 進 入道 路 の確 保 が 容易 そ うで ある。
- 生産井の掘削目標は Fn1 断層よりも低温の Fn3断層である。
(2)建設候補地の現地調査
現地調査は、選定条件の内、用地と進入道路の確保の実現性を主眼に実施した。なお、本格的な測量などは行わず、地形図を基にして、立ち入り可能な範囲からの目視・目測による状況
確認のレベルで実施した。
（候補地 No.1）
既設道路-2（村道 東西線）を挟むようにして北側を生産井と発電設備の用地、南側を還元井の用地と想定した。生産井および還元井の掘削目標はそれぞれ Fn1 断層、EW 断層である。現地踏査にて確認した事項を以下に列挙する。
生産井と発電設備の用地については、① 計画用地の東側も含めて地形図のとおり平坦な荒地が拡がっており、造成工事はほとん
ど必要ない。
② 北西角付近は耕作地として利用されている。
③ 敷地西側から流れ出ている河川が、既設道路-2（村道 東西線）にて確認された。敷地内に小規模河川があると想定される。立入りができなかったため河川ルートは不明ではあるが、設備配置などに大きな制約とはならないものと推定する。（必要に応じて河川ルートの変更も可能と見られた）- 107 - 107 -還元井の用地については、④ 小規模な丘陵状の地形をしているため、切土による造成工事が必要である。ただし地すべり防止区域に指定されているため、相応の手続き・許認可が必要と考えられる。
進入道路については、⑤ 海岸沿いの道路から分岐する既設道路-1（村道 里村線）は重機・建設車両の通行は可
能な幅員とカーブ曲率である。
⑥ 既設道路-2（村道 東西線）は地形図からは既設道 路-1（村道 里村線）に比して規模の小さな道路に見えたことから、事前に仮設道路の設 置も視野に入れていたが、既設道路-1（村道 里村線）同様に重機・建設車両の通行が可能であると考えられる。
候補地 No.1 は、還元井の用地造成に関する事項以外は大きな課題はない。一方で生産井と発電設備の用地東側には同用地と同規模の広さの平坦な場所が続いていることも現地調査にて確認した。候補地 No.1 は最有力候補でもあり、現地調査結果を踏まえ、この場所一帯で再度用地検討を行うことが必要であるとの考えに至った。
図 3.2-6 に候補地 No.1 の地形図を、現地踏査にて撮影した現況写真を図 3.2-7a～g に示す。なお各写真の撮影位置は図 3.2-6 上に示す。（図番号末尾アルファベット a～g のみで示す）

図 3.2-6

候補地 No.1 付近地形図

図 3.2-7a- 108 - 108 -

生産井と発電設備の用地

図 3.2-7b

仮設道路取付口図 3.2-7c

小規模河川

図 3.2-7e

還元井の用地（既設道路-1 からの分岐点）

図 3.2-7d

耕作地（生産井と発電設備の用地 北西角）

図 3.2-7f

既設道路-2（直線箇所）

図 3.2-7g- 109 - 109 -

既設道路-2（カーブ箇所）

（候補地 No.2）
NEDO 島嶼地域調査において Fn1 断層は北西側により高温域があると推定されていたため、北西側の Fn1 断層を生産井掘削目標と設定できそうな場所を選定したのが候補地 No.2 である。
既設道路-4 を挟んで西側が発電設備の用地、東側が生産井・還元井基地の用地を想定した。生産井、還元井の掘削目標はいずれも Fn1 断層で、地熱流体は北西から南東に向かって流れている。
現地調査では、既設道路-4 が候補地 No.2 手前で通行止めとなっており、立入りができなかった。また既設道路-4 は全般的に幅員が狭く、海岸部付近は集落の密集地をジグザグに進み、山間部は急こう配の山道のため、重機や工事車両の通行は困難そうであった。事前に計画した仮設道路ルートについても、地形図で推 定する以上に全般に険しい地形・植生環境にうかがえ、
特に沢周辺は架橋や砂防堰の設置が必要と考えられた。また既設道路-1（村道 里村線）からの分岐点は落石防止のためのコンクリート吹き付けが施工されているなど比較的大規模な工事を要すると推定された。候補地 No.1 よりも地熱条件は良好な可能性があるものの、これを上回る
メリットは感じられなかった。
図 3.2-8 に候補地 No.2 の地形図を、現地踏査にて撮影した現況写真を図 3.2-9 に示す。
なお写真の撮影位置を図 3.2-8 上に矢印にて示す。

図 3.2-8

候補地 No.2 付近地形図

図 3.2-9

既設道路-4（通行止め）（候補地 No.3）
候補地 No.1 の場所が海岸沿い道路より比較的距離があり、進入道路における課題の発生リ
スクが懸念された。解決困難な場合に備えて、海岸沿いの道路に近い場所に候補地 No.3 を選定した。
用地は 2 か所に分かれており、西側を生産井の用地、東側を発電設備と還元井の用地と想定する。生産井、還元井の掘削目標はいずれも Fn3 断層で、地熱流体は Fn1 断層同様に北西から南東に向かって流れている。NEDO 島嶼地域調査より、Fn3 断層は Fn1 断層よりも温度が低いと推定されており、地熱条件の面では他候補地に比べて劣勢である。現地踏査にて確認した事項を以下に列挙する。

- 110 -

- 110 -

生産井の用地については、① 平坦な土地で現況は耕作地である。
② 用地南側、既設道路-5 の沿道に民家がある。
発電設備と還元井の用地については、③ 平坦な土地で現況は耕作地である。
進入道路については、④ 海岸沿いの道路より既設道路-3 を利用して進入するルートは、海岸沿い道路との分岐点
付近が急峻で狭隘なため、重機や工事車両の進入は困難である。
⑤ 進入経路は、既設道路-1 から既設道路-2 を通り、候補地 No.1 付近より既設道路-3 を逆に海岸に向かって進むルートの方が適切である。ただし、既設道路-3 の幅員は比較的狭
いため、カーブ箇所などは仮拡幅が必要と見られる。
候補地 No.3 は進入道路の課題を解決する候補地として選定したが、現地調査により逆の結果となった。他候補地に比べ、地熱条件において劣る点も踏まえると建設場所としての適性が低いと考えられる。
図 3.2-10 に候補地 No.3 の地形図を、現地踏査にて撮影した現況写真を図 3.2-11a～e に示す。なお各写真の撮影位置は図 3.2-10 上に示す。（図番号末尾アルファベット a～e のみで示す）

図 3.2-10

候補地 No.3 付近地形図

図 3.2-11a- 111 -

- 111 -

生産井の用地（耕作地）

図 3.2-11b

生産井の用地に隣接する民家

図 3.2-11c

発電設備と還元井の用地（島バナナの耕作地）

図 3.2-11d

既設道路-3（直線箇所）

図 3.2-11e- 112 - 112 -

既設道路-3（カーブ箇所）

(3)建設候補地の選定
候補地 No.1～3 の現地調査結果を比較すると表 3.2-4 のとおりとなり、候補地 No.1 が最も妥
当な建設地と考えられる。
表 3.2-4

建設候補地の比較結果一覧
選定条件・評価

候補地

現況

文 献調 査

現 地調 査

掘削目標
◎
No.1

生産 井 掘 削目 標

用地△は高温の Fn1

荒地

地滑り防止区域

進入道路◎の丘陵地形の造既設道路で可能（仮設道路不要）

成が必要◎ + 掘 削 目 標 は Fn1
No.2

不明

〇
No.3

耕作地

－

☓

既設道路からの進のよ り 高 温の 北入は困難、大規模な

西側

仮設道路が必要生産 井 掘 削目 標

△

は Fn3

民家が隣接している△

海岸沿いから直接のアクセスは困難、
既設道路の一部拡
幅が必要

備考

1) 評価記号の凡例は以下のとおり。
◎最適、〇適合、△条件付きで適合、☓不適
2) 評価記号の右上の＋はより適正があることを示す。

しかしながら、候補地 No.1 については還元井の用地造成に課題がある。そこで、還元井の用地分を生産井と発電設備の用地東側に続く平坦な用地にて代替すれば、この課題は克服できる。
候補地 No.1 の設定に当たり、還元井の用地は以下の条件に合致する場所を選択した。
① 還元井の掘削目標とする EW 断層の直上付近であること。
② 生産井に影響しない位置関係にあること。
NEDO 島嶼地域調査によると、Fn1 断層は傾斜角度約 85 度の北東方向落ちの断層と推定されている。上記②を考慮した場合、還元井の EW 断層における掘削目標は Fn1 断層の背側にある箇所とするのが適切である。しかしながら、傾斜角度が鉛直に近いことを鑑みると断層の背側の優位性は薄れる。EW 断層は、東側に進むと Fn1 断層と交差し Fn1 断層の背側とは反対の位置関係となるが、候補地 No.1 の東側に続く平坦地内となる。なお東側に続く用地の面積はほぼ10,000m2 に匹敵する。
候補地 No.1 の北西角付近には耕作地もあることから、用地東側に続く平坦な用地を建設用地に設定しすべての設備を配置することとする。建設用地の位置を図 3.2-12 に、現況の写真を
図 3.2-13 に示す。
- 113 - 113 -図 3.2-12

建設地位置図（地形図）

図 3.2-13

建設地現況- 114 - 114 -3.2.4発電設備の設計(1)前提条件
先に述べた文献や現 地調査 結果を踏まえ、本調査 で新たに設計する発電 設備は以下を前提とする。
① この地域で推定される地熱賦存量はバイナリー発電出力換算で 1,100kW（発電端）を上限とする。
② 蒸気・熱水の条件は Fn1 断層の地熱構造モデルより設定する。非圧縮性ガス（NCG）の混
入はないものとする。
③ 発電はバイナリー方式、冷却方式は空冷とする。
(2)設計仕様
本設計検討は、周辺離島への余剰エネルギー供給構想の検討として実施することから、上限値となる 1,100kW（発電端）を発電規模に設定する。
蒸気量と熱水量は、発電設備の出力 1,100kW（発電端）に必要な値を設計より求めるものとした。Fn1 断層の地熱構造モデルは、深度 500m 付近に地化学温度で 172℃の貯留層があると推定されており、このデータより蒸気・熱水の坑口圧力は 0.13MPaA、坑口温度 107℃（坑口圧力における飽和蒸気温度に等しい）、蒸気と熱水量の比率を 1：5 と仮定した。発電設備の設計仕様を表 3.2-5 に整理する。
表 3.2-5
項

目

方式

設計仕様

設計仕様

根拠等

バイナリー・空冷

出力（発電端）1,100 kW

蒸気：熱水 重前提条件
推定地熱賦存量
Fn1 断層の地熱構造モデルより仮定

1：5

坑

量比

口

圧力

0.13 MPa-A

温度

107℃

(3)設計検討結果
i) 設備構成・熱収支・物質収支
表 3.2-5 の設計仕様にて、エンジニアリングメーカーにて設計検討を行ったところ、図 3.2-14のような設備構成・熱収支・物質収支となった。この結果を整理すると次のとおりとなる。
① 発電設備や補機類の所内動力を差し引いた送電端出力は 900kW 程度となる。
② 主な構成設備・機器は、生産井、気水分離器、空冷式バイナリー発電機、還元井と蒸気放散用のサイレンサである。
③ 配管は、蒸気 550A、熱水 200A、還元凝縮水 200A の規模である。
- 115 - 115 -④ 必要な蒸気・熱水量は、生産井坑口においてそれぞれ 19t/h、96t/h（≒1：5）である。
⑤ 発電効率は 9%となった。NEDO 島嶼地域調査における地熱賦存量の推定時に仮定された発電効率 6～9%と高い方の値と同値である。すなわち、バイナリー発電出力換算と整合する。
ii) 設備配置
設備構成の機器を既存生産井基地と既存還元井基地に配置を行った結果を図 3.2-15 に示す。結果を整理すると以下のとおりである。
① 生産井と還元井の掘削目標に考慮し配置を行った結果、用地は Fn1 断層と EW 断層の交差する箇所を南西角にした矩形地となった。北西側に生産井、南東側に還元井が配置される。
② 用地面積は約 7,000m2 となる。
③ 用地南側は既設道路-2（村道 東西線）に隣接し、進入道路を取り付けた。
iii) 工事費選定した建設地は、仮設道路が必要なく、また特殊な工法を要さずに建設が可能と推測される。本土からの資機材・燃料や建機の輸送費用といった離島条件を加味しなければ標準的な実績値と同 等と考えられる。生 産井 、還 元 井の掘 削については、NEDO 島嶼 地 域 調査 結 果より500m 程度の深さと考えた。以上より、発電設備の建設費で約 15 億円、生産井（2 本）、還元井（1 本）の掘削で約 1 億円、合計 16 億円程度が初期建設費用と推定する。

- 116 - 116 -- 117 -- 117 -

生産井

P
T

0.03
107.4

P
T
Q-stm
Q-hw
V-stm
V-cond550A

0.001043708

1.673000898

419.0643786

2676.008651

0.03
107
19.2
96.0
30.23
0.12

Q-hw
V-stm
V-condP
T
Q-stm

2687.433
450.4439
1.312577
0.00105550A

中之島

0.001049712

1.312577221

450.443893

2687.432727

Q-hw
V-stm
V-cond

P
T
Q-stm

P
T
Q-stm
Q-hw
V-stm
V-cond

0.03
107
0.0
96.0
0.89

0.03
107
19.2
0.0
30.23
－

0.001049712

1.312577221

450.443893

2687.432727

0.001049712

1.312577221

450.443893

2687.432727

サイレンサ

空冷 21℃

P
T
Q-stm
Q-hw
V-stm
V-cond

0.02
97
0.0
115.2
－
1.07

200A

発電端： 1,100kW
送電端： 900kW

50768844
kJ/hr
バイナリー発電設備

設備構成図（熱収支・物質収支）

200A

550A

400A

M

（発電設置 - 発電端1,100kW／送電端900kW）（設計：JFE エンジニアリング株式会社）

図 3.2-14

0.03
107
19.2
96.0
30.23
0.12

気水分離器

バイナリー発電設備 系統図

0.001047814

1.41353193

440.7017711

2683.924528

記号
P
T
Q-stm
Q-hw
V-stm
V-cond

凡例

還元井

項目
圧力
温度
蒸気流量
熱水流量
蒸気流速
熱水流速

単位
MPaG
℃
t/h
t/h
m/s
m/s

- 118 -- 118 -

全体配置図

（ JFE エンジニアリング株式会社提供の設計情報を基に作成）

図 3.2-15

3.3
3.3.1

海底ケーブル接続による電気供給の設計検討
要求仕様・開発地点等の設定

中之 島はトカラ列島に所属する島である。トカラ列 島は東 北－南 西方 向に直 線 状に並ぶ島々で、その周辺に他の島は見当たらない。従って、余剰電力を供給する周辺の有人離島は、トカラ列島の中之島以外の有人島とする。
トカラ列島の有人島は、中之島を含めて 7 島ある。これら 7 島の現在の主力電源は何れも各島が独立して持つ内燃力（ディーゼル）発電である。トカラ列島の有人島の地理上の位置と現状のディーゼル発電設備能力を図 3.3-1 に示す。なお、 図内の設備能力表は九州電力株式会社 HP の公開情報をもとにして整理した。

図 3.3-1

トカラ列島の位置と有人島のディーゼル発電設備能力（国土地理院ウェブサイトのデータに加筆）

前節にて設計検討した中之島の地熱発電設備の送電端出力は 900kW である。一方で、トカラ列島有人 7 島の内燃力（ディーゼル）発電設備能力の合計は 1,100kW である。各島の発電設備能力は、その島の電力需要に対して一定の余力を持つのが一般的である。また最大電力需要の発生する日や時刻も 7 島同時とは言い難い。以上を踏まえると、7 島が同時に必要とする電力需要の合計は、送電端出力の 900kW を超えないものと予想されることから、口之島、諏訪之瀬島、平島、悪石島、小宝島、宝島の 6 島を供給先に設定した。なお、各島への供給電力量の上限値は、内燃力発電設備能力と同値とした。

- 119 - 119 -3.3.2

検討結果(1) 敷設ルート
海底ケーブルの敷設ルート選定は、海上保安庁が管理・提供する海図や海洋台帳の情報を参考に、以下に従い、最短延長となる敷設ルートを選定した。
① 既存の海底ケーブルの敷設ルートと同じ敷設ルートを選定することを基本とする。
② 既存の敷設ルートがない場合は、急峻な海底地形を回避した最短ルートを選定する。
③ 各島のケーブル揚陸点は、既存の海底ケーブルと同じ地点か、もしくは港湾付近を選定する。
④ 海底内でケーブルは分岐させない。
結果は、中之島を起点とした「宝島ルート」と「口之島ルート」の 2 ルートと、諏訪之瀬島を分岐起点とした「平島ルート」の 1 ルートが選定された。敷設ルート概要を図 3.3-2 に、その区間長、総延長を表 3.3-1 に示す。
表 3.3-1
ルート名宝島ルート

海底ケーブルのルート延長
揚陸島名

区間長

発側

着側

中之島

諏訪之瀬島

50

km

諏訪之瀬島

悪石島

25

km

悪石島

小宝島

60

km

小宝島

宝島

20

km

（総延長）

155

km

口之島ルート

中之島

口之島

20

km

平島ルート

諏訪之瀬島

平島

20

km

全ルート延長計

195km

以下に設定根拠・検討内容をルートごとに以下に記す。
（宝島ルート）
海図に記載されている既存ケーブル情報によると、種子島、屋久島方向からトカラ列島に沿って奄 美 大 島 へ向かう既 存 ケーブルがある。この既 存ケーブルが揚 陸 する島は、中 之 島、悪 石
島、宝島の 3 島で、口之島、諏訪之瀬島、小宝島の 3 島には揚陸していない。残る 1 島の平島
は、地理的にこの既存ケーブルの敷設ルートから離れている。この既存ケーブルの敷設ルートに倣い、中之島－諏訪之瀬島－悪石島－小宝島－宝島の 5 島を繋ぐルートを設定した。諏訪之瀬島と小宝島については、港湾地区を揚陸点と考え、敷設ルート上から揚陸点を結んだ直線を敷設ルートに設定した。
- 120 - 120 -図 3.3-2海底ケーブル ルート概要（海上保安庁が提供する海図上に検討結果を記載して作成）（口之島ルート）
口之島は中之島と最も近い距離にあり、また他の 5 島とは逆方向の北東に位置する。両島を繋ぐ既存の海 底ケーブル情報はないが最短 距離で繋ぐルートを設定した。最短 距離で繋 ぐ場
合、口之島側は港湾地区に近い箇所に揚陸点を設けられるが、中之島側は港湾地区（島内西部）とは反対側の島内東部側となる。現地調査の結果、島内東部側には集落はないものの平坦な土地（図 3.3-3 参照）が確認できたことから、揚陸点として設定する。なお、港湾地区から島内- 121 - 121 -東部の揚陸点間は、村道東西線により結ばれており、車両の往来が可能であるとともに、架空電線の設置も可能である。

図 3.3-3

中之島東部 口之島ルート揚陸点候補地 現況（七ツ山海水浴場：集落はないが更衣室と思われる施設などがあった）（平島ルート）
平島に揚陸する既存海底ケーブルの情報はない。最も近い島は諏訪之瀬島である。諏訪之瀬島と平島の両港湾地区間にケーブルルートを設定した。
(2) 送電方法
各島間の海底ケーブルの送電能力は、図 3.3-4 のとおり要求される。

宝島ルート

730kW
中之島
口之島ルート

420kW
諏訪之瀬

170kW

平島ルート

口之島

310kW
悪石

200kW
小宝

宝島

150kW

平島
図 3.3-4

海底ケーブルに要求される送電能力

送電方式は直流と交流の 2 種類がある。直流送電方式の方が、無効電力が少ないため送電
損失が少ない。そのため長距離送電に適している。よって直流送電方式を採用した。電圧は現在運用されている中で最大仕様の 500kV と設定した。
中之島内では、地熱発電設備の交流出力 6,000V を発電所構内で島内の既存幹線配電線
路に合わせて 3,300V に降圧し、既存線に接続、港湾地区に設定した宝島ルートの揚陸点付近
にて直流変換をする。宝島ルートはそのまま海底ケーブルにて各島へと送電される。口之島ルートについては村道東西線に沿って、島東部の揚陸点まで架空電線にて送電した後、海底ケーブ
ルにて口之島へと送電される。
- 122 - 122 -各島の海底ケーブルの揚陸点では、島内に電力供給するための分岐を設け、交流変換後既存幹線配電線路に接続する。さらに送電が必要な島がある場合には、再び海底ケーブルにて送電する。これらを系統構成図に示すと図 3.3-5 とおりとなる。

図 3.3-5

中之島から周辺離島への電力供給する場合の系統構成(3) 工事費
工事費は、海底ケーブルの敷設位置や距離、あるいは海洋条件をはじめとする様々な条件に影響を受けるものと推測される。しかしながら本検討では、公開されている電源用海底ケーブル
工事費の実績を敷設距離で按分した結果を概算値として提示する。
工事費が公開されている電源用海底ケーブルは、平成 17 年に運用開始された九州電力株
式会社の五島連系設備がある。この海底ケーブルは、九州本土と五島列島間を繋ぐもので、運用開始に伴い島内の電源は、内燃力発電設備から九州本土電源に切り替わったと報告されている。敷設距離は、全長 57km（海底ケーブル部 53km＋陸上部 4km）で工事費 260 億円であ- 123 - 123 -る。海洋台帳に公開されている敷設ルートを転記した敷設ルートと送電設備の概要（本検討結果との比較も合わせて記載する）を図 3.3-6 に示す。

図 3.3-6

五島連系設備 海底ケーブルルートと設備概要（海上保安庁 海洋台帳に加筆）

五島連系設備の全長 57km、工事費 260 億円より敷設単価を求めると 4.5 億円/km となる。本
検討対象の海底ケーブル敷設総延長は 195km にこの単価を適用すると工事費は約 900 億円となる。この金額は、トカラ列島への電力供給だけを目的に海底ケーブルを敷設するには非常に規模が大きく経済性が低いと言える。
前述のとおり、トカラ列島に沿って海底ケーブルが実際に敷設されている。仮にこの海底ケー
ブルの機能増強や更新といった状況があるならば、その際に既存の海底ケーブルの用途と電源供給を複合したケーブルを敷設することにより経済性が高まり、実現の可能性も考えられる。
(参考文献)
1) 九州電力株式会社：離島（内燃力）発電所の概要,

九州電力株式会社 HP,

http://www.kyuden.co.jp/effort_thirmal_n_hatsuden_index.html
2)

国土地理院：地理院地図（電子国土ウェブ）, https://maps.gsi.go.jp/

3)

九州電力株式会社：プレスリリース「五島連系設備（松島奈良尾線ほか）の運用開始について」, 九州電力株式会社 HP, http://www.kyuden.co.jp/press_h050609-1.html

4)

海上保安庁：海洋台帳, http://www.kaiyoudaichou.go.jp/- 124 - 124 -3.4

他離島への水素輸送･水素発電の設計検討

ここでは、全体システム構成（案）を設定後、個々の装置や個別システムについて、設計検討を加え、最終的に「他離島への水素輸送・水素発電の設計検討結果」をまとめる。

3.4.1

全体システム構成

ここでは、全体システム構成については、個々の装置・設備は開発済み又は製品化されていることを条件にして検討した。その結果を図 3.4-1 に示す。図のように、中之島で地熱発電を行い、余剰電力で水電解によって水素を生成し、水素はトルエンと反応させて MCH（メチルシクロヘキサン）を生成して、MCH タンクに貯蔵する。中之島に貯蔵した MCH については、十島村の村営「フェリーとしま」で輸送して、複数の周辺離島で MCH を必要量積み下ろす。周辺離島では、搬入した MCH を水素分離装置で分離し、トルエンはトルエン
タンクに貯蔵し、「フェリーとしま」が寄港して MCH を積み下ろし時に、トルエンをトル
エンタンクからフェリーへ積み込む。また、水素分離装置で分離した水素は燃料電池等で発電することにした。
MCH とトルエンは、ガソリンと同じ“危険物第 4 類第一石油類”で、常温・常圧の液体であるため、輸送・貯蔵時の取り扱いが容易で、既存の石油流通インフラが利用できる。
また、化学的に安定な状態で貯蔵できるため、長距離輸送や長期間貯蔵の可能性がある。
このため、MCH,トルエンの貯蔵タンク、輸送時の容器など既存の製品が利用できると想定されるので、MCH やトルエンの輸送時の体積･重量によっては、村営「フェリーとしま」
で輸送できる可能性があるものと考えられる。

村営「ﾌｪﾘｰとしま(1391トン)」にて、輸送【中 之 島】 MCH ：積み込み
ﾄﾙｴﾝ：積み下ろし
輸送【周辺離島】MCH ：積み下ろし
ﾄﾙｴﾝ：積み込み
モデル離島(中之島）
島内使用電力

MCH MCH
ﾀﾝｸ

水ﾀﾝｸ

地熱発電

余剰
電力

水電解
装置

水素生成

周辺離島 （複数）

水素

輸送

水素
添加装置
ﾄﾙｴﾝ
ﾄﾙｴﾝ ﾀﾝｸ

MCH貯蔵

MCH
ﾀﾝｸ
水素
分離装置

輸送

ﾄﾙｴﾝ
ﾀﾝｸ

水素 燃料
電池

島内使用
電力

発電

ﾄﾙｴﾝ回収図 3.4-1 他離島への水素輸送・水素発電構想における全体システム構成案- 125 - 125 -3.4.2

水電解装置(1) 水素の製造方法
水素の製造方法は、副生水素、既存設備による目的生産、新規設備による目的生産、将来技術、の 4 通りに分類され、図 3.4-2 にその概要を示す。中之島での地熱発電の余
剰電力による水素生成については、新規設備による目的生産の一つである「水電解」を採用せざるを得ないと考えられる。ただし、再生可能エネルギーを用いた水電解を行った場合には、CO2 の排出が非常に少ない利点があるものの、表 3.4-1 のように製造コスト
は他の方式に比べて高くなることが欠点になる。

図 3.4-2 水素の製造方法の概要（出所：水素の製造、輸送・貯蔵について，資源エネルギー庁，平成 26 年 4 月）
表 3.4-1 水素の各製造方法における製造コスト（出所：水素の製造、輸送・貯蔵について，資源エネルギー庁，平成 26 年 4 月）

- 126 - 126 -(2)水電解の現状技術
水素製造のための水電解技術は、電解質により、アルカリ水電解、固体高分子型水電解、水蒸気電解に大別される。アルカリ水電解はアルカリの溶液に電流を流すことによって、水素と酸素を取り出すものであり、固体高分子型水電解は固体高分子電解質膜を用いて水素と酸素を発生させる方法で、電解効率と電解電流密度の向上を目指したものである。また、水蒸気電解は高温（700～800°）の水蒸気を電気分解して水素を製造する技術である。
水蒸気電解は研究段階の技術であるが、他の技術は概ね確立しており、工業用向けに
中小規模の水素製造装置が普及しているが、水素製造の効率向上、大規模化への対応および再生可能エネルギーの負荷変動への対応が今後の課題とされているようである。また、1m3 の水素製造に必要な電力は理論的には 3.6kW であるが、現実は 5～6 kW 必要なため、電解効率は 72～60%（表 3.4-1 では 70%と設定）となるので、地熱発電による水電解では、発電効率と製造コストが課題になると考えられる。
(3)水電解装置の代表的な製品
アルカリ水電解装置として製品仕様やシステムが公開されているものとして、㈱バンテックのオンサイト型水素発声装置 Hydro3 があり、製品仕様を表 3.4-2 に、システム概要を図 3.4-3 に示す。
表 3.4-2 ㈱バンテックの水素発生装置 Hydro3 の仕様（出所：㈱バンテックホームページより）
項目

仕 様

備 考

製品型式

HC10

Hydro Cube 10N ㎥/h

製品保証2500h or 1year

定格水素発生容量

10N㎥/h

水素発生純度

99.5％

99.999%（オプション）

水素露点

5℃以下

-70℃（オプション）

水素供給圧力0.4MPa以下

設置環境温度

2-40℃

設置環境湿度

5-95％

結露なきこと電源

3相 AC200V 80kVA

50Hz/60Hz兼用

外形寸法

W4500×D850×H1600（mm）

重量2400kg- 127 - 127 -図 3.4-3 ㈱バンテックの水素発生装置 Hydro3 のシステム概要図（出所：㈱バンテックホームページより）固体高分子型水電解装置としては、㈱GS ユアサや㈱神鋼環境ソリューションが製品化し、その内容を公開している。㈱GS ユアサの水素ガス発生装置の仕様を表 3.4-3、システム概要を図3.4-4 示す。また、㈱神鋼環境ソリューションの水素酸素発生装置 HHOG の仕様を表 3.4-4 に示し、システム概要を図 3.4-5 に示す。
なお、水蒸気電解については、研究開発段階の技術であり、製品化されたものはないようである。
表 3.4-3 ㈱GS ユアサの水素ガス発生装置の仕様（出所：㈱GS ユアサ ホームページより）- 128 - 128 -図 3.4-4 ㈱GS ユアサの水素ガス発生装置のシステム概要（出所：㈱GS ユアサ ホームページより）
表 3.4-3 ㈱神鋼環境ソリューションの水素酸素発生装置 HHOG の仕様（出所：㈱神鋼環境ソリューション ホームページより）- 129 - 129 -図 3.4-5 ㈱神鋼環境ソリューションの水素酸素発生装置の仕様（出所：㈱神鋼環境ソリューション ホームページより）(4)中ノ島の余剰電気による水素生成
ここでは、「3.2 地熱発電の設計検討」の結果を受けて、発電端 1.1MW,送電端 900kWの地熱発電所の余剰電力を用いた水電解での水素製造量等を検討する。
中ノ島の内燃力発電所の設備容量は 200kW であるから、地熱発電の余剰の設備容量は900kW―200kW＝700kW である。いま、地熱発電の設備利用率を 70%と仮定すると、1 日当たりの余剰発電量は、700kW×24ｈ×0.70＝11,760kWh である。
次に、余剰発電量から水素生成量を算出するため、その基となる水の熱化学方程式を以下に示す。この式の 286ｋJ は熱量であるが、“1kJ=2.778×10-4 kWh”で電力量 kWhに変換すれば、水電解に必要な電力量が求められる。
Ｈ 2 Ｏ(液)＋286 kJ＝Ｈ 2 ＋1/2Ｏ 2
いま、水１ℓを対象とすると、水の分子量は 18g/mol であるから、以下のように水電解に必要な電力量が算定できる。
水 1ℓ：1000g÷18g/mol= 55.56mol→286kJ×55.56mol= 15,890 kJ= 4.41kWh
ただし、4.41kWh は理論上の必要電力量であり、電解効率 70％であるから、4.41kWh÷0.7
より、水 1ℓの水電解に必要な電力量は 6.30kWh になる。
以上の検討結果に基づいて、中之島の余剰発電量 13,440kWh/日での水素生成量等を表
3.4-4 に示す。なお、同表の作成に関して、Ｈ 2 は分子量 2、密度は 0.08988kg/m3 、Ｏ 2は分子量 32、密度は 1.42904kg/m3 の数値を用いた。

- 130 - 130 -表 3.4-4 水電解による水素等の製造量と必要な電力量の関係
水の熱化学方程式に基づく
検討項目

H2O
（液体）

熱量
（MJ)

水１ℓの電気分解における水素等の生成量

1,000g1ℓ

余剰11,760kWh/日の水電解による水素等の生成量

1,867kg
1.867m3

電力量
（kWh)

H2
(気体）

1/2 O2(気体）

理論値：15.890

理論値：4.41

実際値：22.720

実際値：6.30

111.12g
1,236.32ℓ

888.96g622.07ℓ

207.4kg
2,307.8m3

1,659.4kg
1,161.2m3

理論値：29,687

理論値：8,232

実際値：42,411

実際値：11,760

いま、表 3.4-3 の㈱神鋼環境ソリューションの SL50D（50Nm 3 /hr→1,200Nm3 /day）、または SL60D（60Nm3 /hr→1,440Nm 3 /day）が 2 台で、余剰エネルギーによる水素発生量を賄える。なお、一般的な水電解装置の現状の初期コストについては、200～300 万円/m3 であるとのことであった。

3.4.3

MCH 製造装置と貯蔵タンク・輸送用容器(1) 有機ケミカルハイドライド法
有機ケミカルハイドライド法は、トルエンなどの芳香族の水素化反応によって、メチルシクロヘキ
サン（MCH）などの飽和環状化合物水素として水素を固定化し、常温・常圧の液体状態で輸送･貯蔵を行い、脱水素反応で水素を取り出して利用すると共に、分離したトルエンを回収して繰り返し利用する方法である。代表的な有機ケミカルハイドライドの物性を表 3.4-5 に示すが、トルエ
ン／MCH 系は-95℃～+100℃の広い温度範囲で液体状態を維持できるため、有機ケミカルハイド
ライドとして、ここではトルエン／MCH 系を対象にする。
トルエン／MCH 系の “水素化（水素貯蔵）反応” と “脱水素（水素発生）反応” の熱化学方
程式を示すが、水素化（水素貯蔵）反応では、発熱が生じ、脱水素（水素発生）反応では、吸熱が生じる。
表 3.4-5 代表的な有機ケミカルハイドライドの物性（出所：水素エネルギーの大量貯蔵輸送技術，化学工学，第 77 巻

- 131 - 131 -第 1 号，2013 年）

水素化（水素貯蔵）反応

＋3H2

→

ﾄﾙｴﾝ

MCH

＋3H2 - 205kJ/mol→

脱水素（水素発生）反応＋205kJ/mol

ﾄﾙｴﾝ

MCH

(2) 有機ケミカルハイドライドの貯蔵・輸送技術
資源エネルギー庁の水素の輸送･貯蔵の代表的な方法を図 3.4-4 に示す。高圧ガス、液化
水素による輸送方法は普及段階であり、有機ケミカルハイドライドは実用化段階に進みつつある状況と報告されているが、今回のように、離島間の比較的少量輸送･貯蔵については、船での輸送が主体であるため、普通の船でも輸送できる可能性のある有機ケミカルハイドライドによる輸送
が現時点では合理的と考えられる。

【高圧ガス】
・近年工業用の輸送方法として普及・20MPa で常圧の約 200分の１に圧縮【液化水素】
・既に外 販 用の輸 送 方法として普及・ 常 圧 の ガ ス に 比 べ て、の約 800 分の１に圧縮【有機ｹﾐｶﾙﾊｲﾄﾞﾗｲﾄﾞ】※ﾒﾁﾙｼｸﾛﾍｷｻﾝ MCH
・実用 化 段階に進みつつある。
・ 常 圧 の ガ ス に 比 べ て、の約 500 分の１に圧縮

図 3.4-4 代表的な水素の輸送･貯槽方法の概要(出所：水素の製造、輸送・貯蔵について，資源エネルギー庁，平成 26 年 4 月を編集)- 132 -- 132 -

すなわち、MCH とトルエンは、常温・常圧の液体で、ガソリンと同様に“危険物第 4 類
第一石油類”であり、既存の石油流通インフラが利用可能である。また、MCH は水素ガスに比べて約 1/500 の体積になり、中之島が保有する村営「フェリーとしま」で離島間を輸送できる可能性があると考えられる。
(3) MCH の製造装置の選定
図 3.4-1 のように、水素とトルエンを化学反応させて、MCH(メチルシクロヘキサン)を製造する
技術は実用段階にあると考えられ、製品化された MCH の製造装置を調査した。その結果、フレイ
ン･エナジーの高密度水素貯蔵装置のシステム概要を図 3.4-5 に示す。トルエンは、一定条件（右表参照）を備えた水添反応器の中で、触媒（ニッケルや白金触媒）によりトルエ
ン 1 分子あたり 3 分子の水素を添加され、メチルシクロヘキサンとなる。また、装置内の循環システムにより、供給された原料（トルエン）はすべて、高純度な有機ケミカル
ハイドライドの生成に使われる。
TOL＝トルエン
MCH＝メチルシクロヘキサン（有機ハイドライド）
反応速度180－200℃

反応圧力0.7MPa(高圧ガス保安法適用外)

製品濃度

95％以上

水素
貯蔵能力

1-30Nm 3 /hr（大容量も相談に応じる）

図 3.4-5 高密度水素貯蔵装置(出所：フレイン・エナジー

ホームページより)余剰電気で精製される水素 2,637.5ｍ 3 /日に対する図 3.4-5 の「高密度水素貯蔵装置」の
価 格、寸 法については、株式 会 社 フレイン・エナジー殿に質 問し、30Nm 3 /h（ 720Nm 3 /day） と125Nm3 /h（3000Nm3 /day）の装置について、次のように回答を得た。30Nm3 /h（720Nm 3 /day）
であれば装置 4 台、125Nm 3 /h（3000Nm3 /day）であれば装置 1 台で対応可能であり、後者の装置の選択がコストおよび寸法の点から合理的である。
＜30Nm3 /h（720Nm3 /day）仕様における基本価格、概略寸法＞
基本価格：70,000 千円（反応器、ポンプ等各機器類、制御盤）※注記：諸条件により仕様が変わるため下記内容は見積り内容に含まれていない。
（装置建屋、トルエンタンク、ﾒﾁﾙｼｸﾛﾍｷｻﾝタンク、水素タンク、温水回収装置）
概略寸法：（制御盤部）長さ1300mm×幅2100mm×高さ2500mm（装置部）

長さ2900mm×幅2100mm×高さ2500mm- 133 - 133 -＜125Nm 3 /h（3000Nm3 /day）仕様における基本価格、概略寸法＞
基本価格：120,000 千円（反応器、ポンプ等各機器類、制御盤）※注記：諸条件により仕様が変わるため下記内容は見積り内容に含まれていない。
（装置建屋、トルエンタンク、ﾒﾁﾙｼｸﾛﾍｷｻﾝタンク、水素タンク、温水回収装置）
概略寸法：（制御盤部）長さ1300mm×幅2100mm×高さ2500mm（装置部）

長さ4400mm×幅2100mm×高さ2500mm(4) 水素・トルエン・MCH の体積・重量の関係
表 3.4-5 の MCH-トルエンの物性等を基に、中之島の地熱発電による余剰 13,440kW/日で精製した水 素 2,307.8m 3 /日 (207.4kg/日)を対象に、MCH 製造に必 要なトルエンと精製される
MCH の量を算出する。水素 1,000ｍ3 と 2,307.8m3 の条件について、MCH 製造に必要なトルエンと精製される MCH の量を計算して、表 3.4-6 に示す。
表 3.4-6 水素･トルエン・MCH の体積･重量の関係
条件
水素（気体）
基本条件
89.88kg
水素1,000ｍ3の場合
1,000m3
207.42kg
余剰電気で精製された
2,307.8m3
水素2,307.8ｍ3/日の場合

トルエン(液体)
1,359.80kg
1.57m3
3,138.15kg
3.62m3

MCH(液体)1,449.68kg
1.89m3
3,345.57kg
4.36m3(5)トルエン・MCH の貯蔵・輸送用のタンク
ISO タンクコンテナは、国際基準(ISO 規格)に基づいて造られた安全性の高いコンテ
ナで、国際規格の危険品液体貨物の輸送手段として、欧米を中心に発達してきている。
また、国際輸送基準を満たしているため、日本国内のみではなく海外への輸送も可能で、繰り返し使用が可能なため低コストで利用でき、環境にも配慮したタンクコンテナである。ここでは、中之島のトルエンと MCH の貯蔵タンク、船輸送時のトルエンと MCH の輸送容器に、ISO タンクコンテナを利用することにする。
ISO タンクコンテナについては、リース･レンタルなどもあり、国内の複数社で取り扱われている。いま、興和株式会社の ISO タンクシステムより、ISO タンクコンテナの特徴を以下に示すと共に、仕様を表 3.4-7 に示す。
【ISO タンクコンテナの特徴】
1)食品から危険物（一部特定危険物を除く）まで、液体ならば何でも輸送・貯蔵可能な万能容器（コンテナ）
2)液体の充填、排出、保全等に必要な付属設備を完備しているので、安全に取り扱うことができ、輸送中の品質保持にも不安なし
3)危険物容器（コンテナ）としての必要な要件を満たしているので、危険物輸送に関する諸手続きが簡略化
4)積み重ねができるので、船積み、一時保管等にあたり、省スペース効果あり
5)長期間の反復使用に耐え、単体容積が多く副包装資材を必要としないので、包装を削減可能- 134 - 134 -表 3.4-7 興和株式会社の ISO タンクシステムの仕様(出所：興和株式会社

ホームページより)

項目

仕様

寸法

L2,438×W6,058×H2,591

容量5,000L ～タンク自重3.2t ～

耐圧

4bar

材質

SUS316、 SUS316L

マンホール

径 500mm6 点 締

排出口

3"BSP

排出口バルブバタフライバルブ

ガスケット

テフロン

断熱材

グラスウール

その他

安全弁、スチーム管、エアー口

25,000L

5t

現在、「フェリーとしま」は週 2 回運行しているので、安全率を若干見込んで、5 日分の貯蔵を想定すると、トルエンと MCH の体積･重量は次のようである。
＜トルエン＞15,691kg，18.1m3 。＜MCH＞16,728kg，21.8m3
ISO タンクコンテナの仕様については、日本石油輸送㈱のホームページにも詳細な仕様が公開されており、トルエン と MCH の貯蔵量に相当する 216m 3 ,24,26m3 の仕様を表
3.4-8 に示す。トルエン、MCH とも、１基は中之島設置、１基は「フェリーとしま」での輸送用とし、トルエンの貯蔵タンクと輸送用容器は 21,000kℓのタンクコンテナ、MCHの貯蔵タンクと輸送用容器は 24,000kℓのタンクコンテナタンクとする。
なお、ISO タンクコンテナに関する技術・コスト全般については、日本石油輸送㈱にヒアリングを行った。主な結果について、列挙する。
【経済性】日本石油輸送㈱によれば、販売はしておらず、リースのみ。
・レンタル費用：11,000L～～26,000L：6 万円台/月・国際海上危険物規定（IMDG コード）に基づく法定検査（中間検査（2.5 年時）と定期検査（5 年時））の実施が必要。検査に伴う内部洗浄を含めた諸費用は自己負担。
【「フェリーとしま」での輸送について】
・一般的には客船を含む船舶での輸送は、「船舶安全法」に基づく「危険物船舶輸送及び貯蔵規則」に抵触する。
・特認等の措置が必要と想定される。

- 135 - 135 -表 3.4-8

ISO タンクコンテナの仕様(出所：日本石油輸送㈱- 136 - 136 -ホームページより)

3.4.4

周辺離島での脱水素装置と MCH,トルエン貯蔵タンク(1) 脱水素装置
図 3.4-1 のように、「ﾌｪﾘｰとしま」で輸送された MCH は、周辺離島で MCH 貯蔵タンクに積み下ろしされ、脱水素装置で水素を取り出し、水素発電に利用される。この脱水素装置については、触媒も含めて研究が進められており、実用化段階に達しつつあるようであり、フレイン・エナジーでは製品化している。
フレイン･エナジーの脱水素装置（定置型）のシステム概要を図 3.4-6 に示す。MCH は、一定条件（右表参照）を備えた脱水素反応器の中で、触媒（白金）により水素とトルエンになり、気液分離器を通って水素（気体）とトルエン（液体）に分離される。

TOL＝トルエン
MCH＝メチルシクロヘキサン（有機ハイドライド）

反応速度300－350℃

反応圧力0.1MPa

水素
貯蔵能力

1-30Nm 3 /hr（大容量も相談に応じる）

図 3.4-6 脱水素装置（定置型）(出所：フレイン・エナジー

ホームページより)余剰電力で精製される水素 2,637.5ｍ 3 /日とトルエン 4.14m3 で製造した MCH 4.98m3 の水素分離については、図 3.4-6 の「脱水素装置（定置型）」の価格、寸法等を株式会社フレイン・エナ
ジー殿に質問した。その結果、30Nm3 /h（720Nm3 /day）と 125Nm3 /h（3000Nm3 /day）の装置について、以下のような回答を得た。30Nm3 /h（720Nm3 /day）であれば装置 4 台、125Nm 3 /h
（3000Nm3 /day）であれば装置 1 台で対応可能であり、後者の装置の選択がコストおよび寸法の点から合理的である。
＜30Nm3 /h（720Nm3 /day）仕様における基本価格、概略寸法＞
基本価格：70,000 千円（反応器、ポンプ等各機器類、制御盤）※注記：諸条件により仕様が変わるため下記内容は見積り内容に含まれていない。
（装置建屋、トルエンタンク、MCHタンク、水素タンク、水素精製装置）
概略寸法：（制御盤部）長さ1300mm×幅2100mm×高さ2500mm（装置部）

長さ2900mm×幅2100mm×高さ2500mm＜125Nm 3 /h（3000Nm3 /day）仕様における基本価格、概略寸法＞
基本価格：120,000 千円（反応器、ポンプ等各機器類、制御盤）※注記：諸条件により仕様が変わるため下記内容は見積り内容に含まれていない。
（装置建屋、トルエンタンク、MCHタンク、水素タンク、水素精製装置）- 137 - 137 -概略寸法：（制御盤部）長さ1300mm×幅2100mm×高さ2500mm（装置部）

長さ4400mm×幅2100mm×高さ2500mm(2) MCH 貯蔵タンク、トルエン貯蔵タンク
周辺離島での受け入れ用の MCH 貯蔵タンク、脱水素反応で回収されたトルエンの貯蔵タンクとも、表 3.4-7、表 3.4-8 に示す ISO タンクコンテナを用いる。周辺離島の内燃力発電所の設備容量は 110～200ｋW であるので、十分対応可能である。
MCH 貯蔵タンク、トルエン貯蔵タンクの容量は、水素発電の発電方式・発電効率とも関係する
ので、次項 3.4.5 項で決定する。

3.4.5

周辺離島での水素発電と MCH,トルエン貯蔵タンク(1)水素発電方式
水素を燃料とした発電の種類を図 3.4-7 に示す。同図のガスタービン発電については、イタリ
ア･Enel 社における水素専焼発電（IGCC+CCS、12MW）の実証が行われているが、効率は（コンバインド）で 41.6%であり、それほど発電効率は高くないようである。このため、このため、製品化も行われ、発電効率も比較的高い燃料電池による水素発電を対象にすることとする。
まず、従来の火力発電所の発電方法と燃料電池の発電方法の比較を、図 3.4-8 に示す。
図のように、従来の発電の仕組みは、燃料を燃やした熱で水を沸騰させ、その蒸気でタービンを回して発電する。このため、燃料の持つ化学エネルギーを熱エネルギーに変換
し、さらに運動エネルギーに変えてからようやく電気エネルギーを得るので、エネルギ
ーが形を変えるそれぞれの過程で損失が生じることになる。一方、燃料電池は、燃料の持つ化学エネルギーから直接電気エネルギーを得るため、損失が非常に少なくて済み、発電効率が高いことが特長である。

図 3.4-7 代表的な水素の輸送･貯槽方法の概要(出所：水素発電について，資源エネルギー庁，平成 26 年 3 月)
- 138 - 138 -図 3.4-8 従来の発電方式と燃料電池による発電方式の概要(出所：http://www.iwatani.co.jp/jpn/h2/battery/structure.html#top)
燃料電池は、使用する電解質の種類によって主に、固体高分子形燃料電池(PEFC)、リ
ン酸形燃料電池(PAFC)、溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC)、固体酸化物形燃料電池（SOFC）の 4 方式が研究されている。これら 4 方式の仕様を表 3.4-9 に示すと共に、各方式の開発状況を補足する。固体高分子形燃料電池(PEFC)は、小型化が可能なことから、家庭用の燃料電池として 2009 年に国内販売が開始され、自動車や携帯端末の動力源として実証実験や研究開発が進められている。リン酸形燃料電池(PAFC)は実用化されており、下水処理場、病院、オフィスビルなど常時稼動形緊急電源として多くの実績がある。溶融
表 3.4-9 燃料電池の主な仕様（出所：家庭用燃料電池（ｴﾈﾌｧｰﾑ），ｱﾌﾟﾗｲｱﾝｽ社，Panasonic

HP)

項目

固体高分子形燃料電池（PEFC)

りん酸形燃料電池(PAFC)

溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC)

固体酸化物形燃料電池(SOFC)

電解質材料

固体高分子膜りん酸水溶液溶融炭酸塩

ジルコニア系セラ
ミックス

運転温度

70～90℃

180～200℃

600～700℃

700～1,000℃

発電効率(HHV)

30～40%

35～42%

約40～50%約40～65%想定出力～100kW～1,000kW

100～100,000kW

1～100,000kW

想定用途

家庭用、小型業務用、自動車用、携
帯端末用

業務用、工業用

工業用、分散電源
用、火力代替

家庭用、業務用、
工業用、分散電源
用、火力代替

炭酸塩形燃料電池(MCFC)は、日本以外での実績があって研究開発が進められており、火力発電所等の高出力の発電設備の代替としての用途が期待されている。固体酸化物形燃料電池（SOFC）は、家庭用は 2011 年に国内販売開始し、大型定置用は開発中で、火力発電所等の高出力の発電設備の代替としての用途が期待されている。
以上の燃料電池の調査結果から、発電効率は 40%程度であるが、実用化段階である「リン酸形燃料電池(PAFC)」を水素発電に用いることとした。なお、SOFC でも発電効率は- 139 - 139 -

60%程度が最高水準であるが、発電効率が 80%を超える燃料電池を東京ガス・九州大学が開発したとの新聞発表もある。従来の SOFC では酸素イオンを移動させて電力を発生させるが、新方式は水素イオンを移動させる点が相異するとのことである。
(2)リン酸形燃料電池(PAFC)
PAFC の動作原理を図 3.4-9 に示す。PAFCの原理は、燃料極では水素がイオン化し、水素イオンと電子に分かれ、空気極では酸素と水素イオンと外部回路を移動してきた電子が反応して水ができ、全体として水素と酸素が反応して水を生成することになる。この電子の流れにより電気エネルギーを得ることがで
図 3.4-9 PAFC の動作原理

き、以下の反応式で表せる。

(出所：ネオマグ㈱Ｈ 2 ＋1/2Ｏ 2 ＝Ｈ 2 Ｏ(液)＋286 kJ

ホームページ)

実用的な PAFC の発電システムの基本構成を、図 3.4-10 に示す。

図 3.4-10 PAFC 発電システムの基本構成(提供：富士電機㈱)次に、PAFC の製品情報を調査した結果、富士電機の 100kW 燃料電池発電システムがあり、都市ガスタイプ（FP100i）/バイオガスタイプ(FP100iB)/純水素タイプ(FP100iH)の仕様を表 3.4-10、設置寸法を図 3.4-11 に示す。

- 140 - 140 -表 3.4-10 100kW 燃料電池発電システムの仕様（出所：富士電機㈱ホームページ）

＜平面図＞

＜側面図＞

図 3.4-11 100kW 燃料電池発電システムの設置寸法（出所：富士電機㈱ホームページ）
富士電機㈱の PAFC 燃料電池は発電端 105kW、送電端 100kW であり、中之島の周辺離島の内燃力発電所の設備容量が 100～200kW 程度であるため、採用しやすい規模である。
また純水素タイプは、発電効率が 48%と比較的高いことも有利な条件である。
業務産業用燃料電池の設備の初期コストについては、資源エネルギー庁の資料などか
ら、現状は 100 万円/kW と予想されるが、平成 34 年までに 1kW のシステムコストを 50
万円まで低減させることを目標としているようである。
- 141 - 141 -

(3)発電量と水素量の関係
平成 27 年度「離島における地熱資源の活用可能性調査補助事業」報告書の表 2.2-2 より、十島村の各島の内燃力発電所の認可出力と年発電量より、設備利用率を算出し、表 3.4-11 に示す。各島の設備利用率は、28～48%でバラツキはあるが、認可出力合計と年発電量合計から
設備利用率は 38.2%となる。
水素発電については、製品化された富士電機㈱の燃料電池（FP100iH）を対象とするため、維持管理による設備利用率の低下は僅かと予想されるが、昼夜並びに季節の電力需要量の変動が設備利用率の低下の原因になる。しかし、各島の電力需要量の変動に関するデータは入手できないため、表 3.4-11 で設備利用率が最も高い口之島に注目すると、設備利用率は 48.4%
であり、この設備利用率で電力需要量変動を吸収しているものと推察した。したがって、48.4%≒
50%の設備利用率で年発電量を賄える設備容量を試算し、表 3.4-11 に添付しており、各島の水素発電の設備容量はこの試算値程 度で賄えるとも考えた。すなわち、悪石島、小宝島、平島、諏訪之瀬島は FP100iH を 1 台、口之島と宝島は FP100iH を 2 台で賄えると考えられる。
次に、発電機の発電量と水素必要量等の関係を検討する。まず、燃料電池 FP100iH は、送電端出力 100kW で発電効率 48%であり、フル稼働による 1 日当たりの発電量は 100ｋW×
24h=2,400kWh であり、発電効率を考慮すると、 2,400ｋWh÷0.48= 5,000kWh になる。すなわち、水の熱化学方程式（Ｈ 2 ＋1/2Ｏ 2 ＝Ｈ 2 Ｏ(液)＋286 kJ）に基づいて、発電量と水素量との関係を求める場合は、発電量 5,000kWh に必要な水素量で、実際は 2,400ｋWh の発電ができるということであり、検討結果を表 3.4-12 に示す。また、同表には、余剰電力で生成した水素全量での発電量も示しており、設備容量は 3,951kWh/日÷24h=165kW と求められる。
表 3.4-11
島名

十島村の内燃力発電所の認可出力・年発電量と設備利用率
設備利用率 50%と仮定した
内燃力発電
場合、年発電量に必要な
認可出力
年発電量
設備利用率
設備容量（ｋW）
（ｋW）
(MWh)
（％）

中之島

200

766

43.7

(175)

口之島

150

636

48.4

145

悪石島

110

376

39.0

86

小宝島

110

324

33.6

74

宝島

200

588

33.6

134

平島

110

386

40.1

88

諏訪之瀬島

160

403

28.8

92

＜全体＞

1,040

3,479

38.2

794

表 3.4-12

燃料電池による 1 日当たりの発電量と水素量の関係

水の熱化学方程式に基づく
検討項目

H2
1/2 O2
(気体）
(気体）

H2O
（液体）

熱量
（MJ)

電力量
（kWh)

燃料電池(FP100iH)の運転に 126.0kg
必要な水素等の算出
1,401.7m3

1,007.9kg
705.3m3

1,133.8kg
1.134m3

理論値：17,999
実際値： 8,639

実際値： 2,400

余剰電力で生成した水素による発電量の算出

1,659.4kg
1,161.2m3

1,867kg
1.867m3

理論値：29,687
実際値：14,250

実際値：3,951

207.4kg
2,307.8m3- 142 - 142 -

理論値： 5,000
理論値：8,232

(4)MCH 貯蔵タンク，トルエン貯蔵タンク
燃料電池 FP100iH の定格運転に必要な 1 日あたりの水素の量が表 3.4-12 に算出されているので、この燃料電池 1 台設置の場合に対するトルエン、MCH の量を求め、表 3.4-13に示す。
表 3.4-13 燃料電池（FP100iH）1 台の 1 日当たりの定格運転に必要な水素･トルエン・MCH の体積･重量の関係

条件
基本条件：水素1,000ｍ3の場合の量的関係
燃料電池(FP100iH)の定格運転時の水素量からトルエン、MCHの量を算出

水素（気体）

トルエン(液体)

MCH(液体)89.88kg
1,000m3
132.3kg
1,471.8m3

1,359.80kg
1.57m32,001.4kg
2.3m3

1,449.68kg
1.89m3
2,133.6kg
2.8m3

MCH の輸送は「フェリーとしま」で週 2 回の運行の条件のため、MCH とトルエンの中之島での貯蔵タンク、輸送用のタンクコンテナとも安全率を見込んで 5 日分の容量としている。したがって、周辺離島での受け入れ用のタンクについても、ISO タンクコンテ
ナを利用することとして、5 日分の容量とすると、タンク容量は次のようになる。
※燃料電池（FP100iH）1 台の離島
＜トルエン＞10,007kg，11.5m3 →14,000ℓタイプ＜MCH＞

10,668kg，14.0m3 →14,000ℓタイプ※燃料電池（FP100iH）2 台の離島
＜トルエン＞20,014kg，23.0m3 →14,000ℓタイプ×2 基＜MCH＞

21,336kg，28.0m3 →14,000ℓタイプ×2 基

ISO タンクコンテナ容量 11,000 リットルや 14,000ℓタイプについては、表 3.4-14 に示す。

- 143 - 143 -表 3.4-14

ISO タンクコンテナの仕様(出所：日本石油輸送㈱- 144 - 144 -ホームページより)

3.4.6

全体システムの概略設計

3.4 節では、3.4.1 項で「他離島への水素輸送・水素発電構想における全体システム構成案」を図 3.4-1 に示し、3.4.2 項～3.4.5 項で構成する機器設備の市場調査を行い、各構成設備は製品又は現状技術で対応可能なことを確認した。本項では、全体ステムの概略設計結果として、全体システムの設備・機器構成の一覧を表 3.4-15 に示す。
表 3.4-15

全体システムの設備・機器構成の一覧

設備

設置場所

ﾒｰｶｰ・製品名仕様その他内容

地熱発電所

中之島

Ormat社製

発電端 1.1MW，送電端900kW→中之島200kW & 余剰分700kW(余剰電力： 700kW×24hk×設備利用率0.7= 11,760kW/日）

水電解装置

水素添加装置中之島

中之島

ﾄﾙｴﾝタンク

中之島、

MCHタンク

輸送用

水素分離装置周辺離島

ﾄﾙｴﾝタンク㈱神鋼環境ｿﾘｭｰｼｮﾝ

余剰電力11,760kW/日—(水電解）→水素2,307.8Nm3/日

SL60D×2台＜SL60D×2台=60Nm3/h×24h×2台= 水素 2,800Nm3/日＞㈱ﾌﾚｲﾝｴﾅｼﾞｰ

水素 2,307.8m3/日＋ﾄﾙｴﾝ 3.62m3/日=MCH 4.36m3/日

高密度水素貯蔵装置＜設備能力 125Nm3/h (3,000Nm3/日）＞

ISOタンクコンテナ

ﾄﾙｴﾝタンク：21,000ℓタイプ（5日分 18.1m3 収納)
MCHタンク ：24,000ℓタイプ（5日分 21.8m3 収納)

周辺離島㈱ﾌﾚｲﾝｴﾅｼﾞｰ・能力仕様は離島毎に異なる。

脱水素装置(定置型)＜最大の設備能力 125Nm3/h (3,000Nm3/日）＞

ISOタンクコンテナ

燃料電池1台→ﾄﾙｴﾝ：14,000ℓタイプ（5日分 11.5m3 収納)
MCH ：14,000ℓタイプ（5日分 14.0m3 収納)

MCHタンク

燃料電池2台→ﾄﾙｴﾝ：14,000ℓタイプ×2基（5日分 23.0m3 収納)
MCH ：14,000ℓタイプ×2基（5日分 28.0m3 収納)
燃料電池

周辺離島

燃料電池1台定格運転に必要な水素 1,401.7Nm3/日

富士電機㈱100kW燃料電池→100kW×24h = 発電量 2,400kW/日※水素 2,307.8Nm3/日-(熱化学方程式）→発電量 8,231kWh/日FP100iHー(発電効率0.48）→ 発電量(実際値） 3,951kWh/日※発電量(実際値） 3,951kWh/日÷24h = 165ｋW

村営「ﾌｪﾘｰとしま(1391トン)」にて、輸送【中 之 島】 MCH ：積み込み
ﾄﾙｴﾝ：積み下ろし【周辺離島】MCH ：積み下ろし
ﾄﾙｴﾝ：積み込み【タンク、容器】

ISOﾀﾝｸｺﾝﾃﾅ“危険物第4類
第一石油類”

モデル離島(中之島）
島内使用電力

MCH MCH
ﾀﾝｸ

水ﾀﾝｸ

地熱発電

余剰
電力

水電解
装置

水素生成

周辺離島 （複数）

水素

輸送

水素
添加装置
ﾄﾙｴﾝ
ﾄﾙｴﾝ ﾀﾝｸ

MCH貯蔵

MCH
ﾀﾝｸ
水素
分離装置

輸送

- 145 - 145 -

ﾄﾙｴﾝ
ﾀﾝｸ

ﾄﾙｴﾝ回収

水素 燃料
電池

島内使用
電力

発電

第 4 章 地熱開発基本構想の今後の事業化推進案
本年度の調査研究では、北海道の奥尻島をモデル離島とした基本構想１「離島スマートグリッ
ド構想」と、鹿児島県の中之島をモデル離島とした基本構想２｢火山島の余剰エネルギーによる周辺離島へのエネルギー供給構想｣に対して、それぞれ基本構想の具体化を図るために設計検討を行った。基本構想 1 では、既存の電源設備を考慮して、新たに地熱発電・風力発電および電力需給量調整設備を検討して、全電源設備を組み合わせた離島スマートグリッド構想の概略検討は行な
えたが、個々の電源設備の詳細設計やシステム全体の機能性および電力需給量変化への追随性の確認は必要と考えられた。また、基本構想 2 では、海底ケーブル接続案は経済性の面で実現は困難と考えられたが、水素輸送・水素発電案では地熱発電の余剰電力から水素を生成し、MCH を
水素キャリアとした全体システムを提案した。この全体システムも、現時点では経済性に難点はあるが、技術的には個々の装置･設備は既存製品の組合せで構築可能であることを示した。
ここでは、以下に基本構想１、基本構想２の今後の事業化推進案を示す。

4.1 地熱開発基本構想 1(離島スマートグリッド構想)の事業化推進案
奥尻島での基本構想１の開発シナリオは、第 1 段階は、奥尻発電所の古いディーゼル発電機の更新時期、IPP 発電所の廃止時期等を想定した地熱発電所・風力発電所および電力需給量調整設
備（A-CAES）の新設であり、再生エネルギーの増強による奥尻発電所の炊き減らしを目指している。また、第 2 段階は、全てディーゼル発電機の廃止を想定した風力発電の増設と A-CAES の能力アップであり、再生エネルギーの更なる増強による再生可能エネルギー率 100％のエコアイラン
ド島の実現を最終目標としたものである。なお、第 1、第 2 段階とも、廃止する比較的新しいディーゼル発電機はバックアップ設備として位置づけている。
以上の開発シナリオの実現には、内燃力発電所の縮小・廃止と再生可能エネルギーと電力需給量調整設備の新設・増強を調和させて推進することが不可欠であり、理想的には北海道電力㈱が事業主体となって、事業化推進することが望ましいと考えられる。しかし、北海道電力㈱が事業主体とならない場合でも、同電力の理解と支援は不可欠であり、事業に何らかの関与をしていた
だいた体制で、開発シナリオを推進していくことが必要と考えられる。
なお、本年度の基本構想の具体化は概略設計レベルであり、事業化の開始の前に、奥尻島の電力需要量の詳細データも入手して、基本構想 1 の基本設計（および詳細設計）を行って、事業化が可能か判断することが必要であることを補足し、以下に事業化推進の手順を示す。
1)北海道電力㈱、北海道庁および奥尻町役場などへの本年度の調査結果の説明による事業化への理解を醸成することが望ましく、理解が得られた場合は奥尻島の電力需要量の詳細データを入手する。また、エコアイランド島の実現に向けた北海道庁・奥尻島の意向を確認することが必要である。
2)基本構想１の基本設計（および詳細設計）のため、競争的資金の獲得を目指す。競争的資金獲得後、現地での風況データ観測等の調査および基本設計・詳細設計を行う。同調査・設計は、風力発電や CAES に詳しい電力関係・建設会社･発電機メーカー等で対応するが、可能であれば北海道電力㈱にも関与して頂くことが望ましい。
- 146 - 146 -3)基本設計（および詳細設計）の結果、事業性があると判断された場合は、事業主体や事業化方法を詳細検討する。北海道電力㈱が事業主体になって頂くことが理想的ではあるが、そうでない場合についても、同社の理解や支援を得て事業主体を構成し、事業化を進めることが望ましい。なお、事業化推進については、離島スマートグリッド構想の効果を実証しながら、第 1 段階の電源構成・運転方法の実施結果から第 2 段階の電源構成・運転方法を再検討し、第 2 段階に移行することが重要である。この場合、100%の再生可能エネルギ
ー率を究極の目標としたが、それにこだわらず合理的な再生可能エネルギー率とすることが重要である。
4)本構想は、出力変動の激しい風力発電を主体とした再生可能エネルギーが主要電源であり、本土と独立したエネルギー環境にある離島でのスマートグリッド構想である。この構想は、エコアイランド島の実現を目指した大規模実証実験とみなしうると考えられるものであり、施設の建設および実証実験の実施に対する補助金･助成金の獲得を検討することが必要である。

4.2 地熱開発基本構想 2(周辺離島への余剰エネルギー供給構想)の事業化推進案
鹿児島県中之島をモデル離島とした基本構想 2 については、中之島の地熱発電量の余剰エネル
ギーで生成した水素のキャリアを MCH とした水素輸送・水素発電によるエネルギー供給構想に関する全体システム案を示した。このシステムは、現時点では経済性に難点はあるものの、技術的には個々の装置･設備は既存の製品等の組合せで構成できるレベルであり、水素が将来のエネルギーの主役になっていく可能性はあるものと考えられる。この全体システムの機能性については、早い時点で実証実験による確認しておくことも考えられるが、水電解装置の低コスト化・高効率化や発電効率の高い固体酸化物形燃料電池（SOFC）の実用化等による全体システム案の低コスト化を待って、機能性の実証実験を行う方が現実的と考えられる。
ここでは、“全体システム案の低コスト化がある程度進んだ段階での事業化推進”について検討するが、小規模な内燃力発電所を管内に多く持つ九州電力㈱とそれらの離島を多く抱える鹿児島
県の支援・理解が必要である。また、理想的には九州電力㈱が事業主体となって事業化推進することが望ましいが、事業主体とならない場合でも、同社の理解を得た事業化であることが不可欠である。なお、事業化開始の前に、基本構想 2 の基本設計・詳細設計および実証実験が必要であることを補足する。以下、事業化推進の手順を示す。
1)全体システムの低コスト化がある程度進んだ段階で、九州電力㈱、九州経済産業局、鹿児
島県庁および十島村役場への技術説明を行い、事業化への理解の醸成を深める。
2)基本構想 2 については、競争的資金を獲得して、全体システムの基本設計、実証設備の実
証実験の基本設計･実施設計および実証実験を行う。これらの設計・実証実験については、
九州電力㈱を中心に、MCH や個々の構成設備に詳しい企業等で対応することが望ましい。
3)実証実験の結果を基に、中之島を対象とした実機の詳細設計を行う。また、九州電力㈱が事業主体になって事業スキームを検討することが望ましいが、そうでない場合でも何らかの形で九州電力が理解および関与した事業主体・事業スキームを策定する。
- 147 - 147 -4)実機の建設に関しては、水素をキャリアを MCH とした小規模離島での水素生成･水素輸送・
水素発電という新しい構想であり、国の補助金･助成金の活用の可能性を検討することが必要である。まずは、中之島自体の電力需要量を対象とした地熱開発を行って、地熱資源の賦存状況を確認してから、余剰エネルギー開発を行うような開発方法も想定され、実機の設計の際に十分な検討を行うことが重要である。

- 148 - 148 -

第５章
5.1

まとめ

地熱開発基本構想１（離島スマートグリッド構想）の設計検討結果

北海道の奥尻島をモデル離島として、新たに地熱発電所、風力発電所および電力需給量調整設
備の設計検討を行うとともに、既存の水力発電所と比較的新しいディーゼル発電機の活用も考慮
して、離島スマートグリッド構想の具体化を検討した。
主な調査検討の成果を整理すると、次のようである。
1)既存の調査結果および現在事業化が進められている発電端250kWの地熱発電所計画も考慮して、発電端500kWの新規地熱発電所の設計仕様を定めた。設計検討の結果、発電端500kW、送電端400kWの空冷式バイナリー発電機による新規地熱発電所の設備構成系統図を示し、熱収支と物質収支も示すことが出来た。また、現在進められている地熱発電所計画とも干渉することなく、配置することができた。
2)奥尻島のアメダス観測所（奥尻、米岡）2地点を対象に、NEDOの風況データーとアメダス観測データを用いて、750kWと2MW風車による発電量を算出した。その結果、奥尻観測所地点の設備利用率は43～49%、米岡観測所地点では36%～41%と平均的な風力発電の設備利用率20%程度の2倍程度の値が得られ、特に奥尻観測所地点は候補地点として最適と推測された。
3)風力発電所は出力変動が大きいこと、電力使用量は日変化・季節変化もあること等から、各種電源施設の電力供給量と電力需要量を調整する電力需給量調整設備が必要なため、海水揚水発電、CAES（圧縮空気貯蔵発電）および蓄電池の3 設備を候補設備として、適用性の検討を行った。その結果、CAESの内でも貯蔵効率や電気需要に対する追随性に優れ、環境性･安全性にも有利な断熱圧縮空気蓄電システム（スクリュー式A-CAES）を選定し、発電設備をスクリュー圧縮機、スクリュータービン発電機およびライニング式地下貯槽で構成した設備の概略設計結果を示した。
4)発電設備の開発シナリオとして、第1段階はディーゼル発電の一部廃止に伴う最エネ導入、
第2段階はディーゼル発電機の廃止に伴う最エネ追加導入（エコアイランド化推進）とし、既存電源設備（ディーゼル発電機や水力発電所）の利用等も考慮して、両段階における既存電源設備、地熱発電設備、風力発電設備および電力需給量調整設備（CAES）の設備容量等を仮設定した。
5) 発電設備の開発シナリオの第1,第2段階の電源構成については、風力発電の平均設備利用率を46.0%、A-CAESの充放電率を65%として、平成20年の電力最大、最小需要日の電力需要推移に対して電力の安定供給が可能か検討した。第1段階は、不足電力量は2,101kWh、余剰
電2,101kWhを補える。また、最大の余剰電力は750kW未満、不足電力は約500kW未満であり、A-CAESの充電能力1MW、放電能力600kWに収まっている。また、第2段階の電源構成では、電力需要最大日・最小日とも、A-CAESからの放電量では不足電力量は賄えないが、最悪でもバックアップの内燃力を使うことで対応可能である。

- 149 - 149 -5.2

地熱開発基本構想2（周辺離島への余剰エネルギー供給構想）の設計検討結果

鹿児島県の中之島をモデル離島として、地熱発電所の基本設計を行うと共に、周辺離島への余
剰エネルギーの供給については、“海底ケーブル接続案”と“水素輸送・水素発電”の 2 通りの構
想を設計検討し具体化を試みた。
主な調査検討の成果を整理すると、次のようである。
1)既存地熱調査資料の再検討に基づいて、主要断層･変質帯分布状況・地熱構造モデル等を再検討し、発電可能な地熱賦存量に関する既存調査検討結果を確認した。また、地熱発電所の建設候補地の選定を目的とした現地調査を行い、地熱開発対象となる断層、用地および進入道路の3点を考慮して、地熱発電所の建設地を設定した。
2)地熱発電の設計条件は、Fn1 断層の蒸気・熱水条件より設定し、空冷方式の発電端1,100kWのバイナリー発電とした。設計検討により、生産井、気水分離器、空冷式バイナリー発電機、還元井および蒸気放散用サイレンサからなる地熱発電設備構成と熱収支・物質収支を示した系統図を作成した。発電端は1,100kWであるが、所内動力を差し引いた送電端出力は900kW程度と算出された。
3)周辺離島との海底ケーブル接続による電力供給については、長距離送電を踏まえ、送電ロ
スが少ない直流とし、地熱発電所から周辺離島までの系統構成を選定した。また、敷設ルートは海上保安庁の「海洋台帳」に記載されている既存の海底ケーブルとしたが、敷設価格は極めて高く現実性はないと判断された。
4)地熱発電の余剰エネルギーを用いた周辺離島への水素輸送・水素発電については、昨年度
は輸送・貯蔵に関しては水素の高圧化または低温化を想定していたが、高圧化では70MPa、低温化では-253℃になり、少量の輸送船などの開発は現実的ではないと判断した。このため、水素を常温常圧のMCH(メチルシクロヘキサン)に変換して輸送・貯蔵する方式に変更した。MCHはガソリンなどと同様の“危険物第4類第一石油類”であり、既存の化学物質を輸送・貯蔵用インフラを活用することが可能である。
5)地熱発電所の余剰電力を用いて、水電解装置で水素を生成し、生成した水素にトルエンを反応させてMCHを製造･貯蔵し、村営「フェリーとしま」でMCHを輸送し、周辺離島で水素分離装置（脱水素）にて水素を抽出し、燃料電池で発電する全体システムを示した。また、
水電解装置、水素添加装置、トルエン貯蔵タンクおよび輸送容器、MCH貯蔵タンクおよび輸
送容器、水素分離装置、燃料電池の各構成設備の開発状況・製品状況を調査し、既存の製品の組合せで全体システムの構築が可能となることを示した。さらに、余剰エネルギーによる水素の生成量、MCH生成のための必要なトルエン量等を算出すると共に、余剰電力を用いた周辺離島での発電量も算出できた。ここで提案した全体システムは技術的には可能と評価できるが、水電解装置など高コストな装置もあり、現時点では経済性に難点があるものと考えられた。

- 150 - 150 -

5.3

地熱開発基本構想の今後の事業化推進案

本年度の調査研究では、北海道の奥尻島をモデル離島とした基本構想１「離島スマートグリッ
ド構想」と、鹿児島県の中之島をモデル離島とした基本構想２｢火山島の余剰エネルギーによる周辺離島へのエネルギー供給構想｣の設計検討を行った。基本構想 1 では、地熱発電・風力発電および電力需給量調整設備等による電源設備の具体化は行なえたが、システム全体の機能性や電力需給量変化への追随性については、実証確認が必要と考えられた。また、基本構想 2 の海底ケーブ
ル接続案は経済的に実現せいはないと考えられたが、MCH を水素キャリアとした水素輸送・水素発電案の全体システムは、現時点では経済性に難点はあるが、技術的には個々の装置･設備は既存製品の組合せで構築可能であることを示せた。
ここでは、以下に基本構想１、基本構想２の今後の事業化推進案を示す。
(1)基本構想 1 の事業化推進案
奥尻島での基本構想１の開発シナリオは、第 1 段階は、奥尻発電所の古いディーゼル発電機の更新、IPP 発電所の廃止時期等を想定した地熱発電所・風力発電所および電力需給量調整設
備（CAES）の新設である。また、第 2 段階は、ディーゼル発電機の廃止による風力発電の増設と CAES の能力アップである。なお、第 1、第 2 段階とも、廃止する比較的新しいディーゼル発
電機はバックアップ設備として位置づけている。
以上の開発シナリオの実現には、北海道電力㈱が事業主体となって、事業化推進することが理想的ではあるが、北海道電力㈱が事業主体とならない場合でも、北海道電力の理解と支援は不可欠と考えられる。また、事業化開始の前に、基本構想 1 の基本設計（および詳細設計）が必要であることを補足し、以下に事業化推進の手順を示す。
1)北海道電力㈱、北海道庁および奥尻町役場などへの本年度の調査結果の説明による事業化への理解を醸成することが望ましく、奥尻島の電力需要量の詳細データの提供をお願いする。また、エコアイランド島の実現に向けた北海道庁・奥尻島の意向を確認する。
2)基本構想１の基本設計（および詳細設計）のため、競争的資金の獲得を目指す。同資金獲得後、風況データ観測等の調査と基本設計・詳細設計を行う。同調査・設計は、風力発電
や A-CAES に詳しい企業等で対応するが、北海道電力㈱にも関与して頂くことが望ましい。
3)基本設計・詳細設計の結果、事業性があると判断された場合は、事業主体や事業化方法を詳細検討する。北海道電力㈱が事業主体になっていただくことが理想的ではあるが、そうでない場合にも、理解や支援を得て事業化を進める。なお、事業化推進では、第 1 段階の実施結果から第 2 段階の電源構成の見直しを行い、第 2 段階に移行することが重要である。
なお、再生可能エネルギー率 100%にこだわらず合理的な率とすることが重要である。
4)本構想は、出力変動の激しい風力発電を主体とした再生可能エネルギーが主要電源であり、
閉鎖エネルギー環境の離島でのスマートグリッド構想である。この構想は、エコアイラン
ド島の実現を目指した大規模実証実験とみなしうると考えられるものであり、施設の建設および実証実験の実施に対する補助金･助成金の獲得を検討することが必要である。
- 151 - 151 -(2)基本構想 2 の事業化推進案
中之島での基本構想 2 については、水素のキャリアを MCH とした全体システム案を示した。このシステムは、現時点では経済性に難点はあるものの、技術的には個々の装置･設備は既存の製品等での組合せで構成できる段階である。この全体システムの機能性については、早い時点で実証実験による確認しておくことも考えられるが、水電解装置の低コスト化や固体酸化物形燃料電池（SOFC）の実用化等による低コスト化を待って、全体システム案の機能性の実証実験を行う方が現実的と考えられる。
ここでは、“全体システム案の低コスト化がある程度進んだ段階での事業化推進”について検討するが、九州電力㈱と鹿児島県の支援・理解が必要である。また、理想的には九州電力㈱が事業主体となって事業化推進することが望ましいが、ならない場合でも、同社の理解を得た事業化であることが不可欠である。なお、事業化開始の前に、基本構想 2 の基本設計・詳細設計
および実証実験が必要であることを補足する。以下、事業化推進の手順を示す。
1)全体システムの低コスト化がある程度進んだ段階で、九州電力㈱、九州経済産業局、鹿児島県庁および十島村役場への技術説明を行い、事業化への理解の醸成を深める。
2)基本構想 2 については、全体システムの基本設計、実証設備の実証実験の基本設計･実施
設計および実証実験のための競争的資金の獲得を目指して、資金獲得後、全体システムの基本設計と実証実験設備の設計・実証実験を行う。これらの設計・実証実験について
は、九州電力㈱を中心に、MCH や個々の構成設備に詳しい企業等で対応することが望ましい。
3)実証実験の結果を基に、中之島を対象とした実機の詳細設計を行い、事業主体等の事業スキームも検討する。
4)実機の建設に関しては、水素のキャリアを MCH とした小規模離島での水素生成･水素輸
送・水素発電という新しい構想であり、国の補助金･助成金の活用の可能性を検討することが必要である。まずは、中之島自体の電力需要量を対象とした地熱開発を行って、地熱資源の賦存状況を確認してから、余剰エネルギー開発を行うような開発方法も想定され、実機の設計の際に十分な検討を行うことが重要である。

- 152 - 152 -書名

平成28年度 離島における地熱資源の活用可能性調査補助事業報告書

発行

平成 2 9 年 3 月
一般財団法人 エンジニアリング協会
地下開発利用研究センター〒1 0 5 -0 0 0 1
東京都港区虎ノ門三丁目 1 8 番 1 9 号
TEL 0 3 -5 4 0 5 -7 2 0 3
FAX 0 3 -5 4 0 5 -8 2 0 1

印刷

服部プロセス株式会社